Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) МУП "Горэнерго"
| Номер в ГРСИ РФ: | 89028-23 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 89028-23 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) МУП "Горэнерго" |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир.
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 05.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 89028-23: Описание типа | Скачать | 374.4 КБ | |
| 89028-23: Методика поверки | Скачать | 5.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ и сервер сбора данных (ССД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа ИСС, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний, второй уровень системы, в сервер АИИС КУЭ, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений производится со второго уровня настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от других смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени ССД со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения шкалы времени ССД со шкалой времени УССВ производится синхронизация шкалы времени ССД.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени ССД осуществляется во время сеанса связи с ССД. При наличии расхождения шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени ССД более 2 с, производится синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При наличии расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, сервера АИИС КУЭ и ССД.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер АИИС КУЭ 001 наносится на корпус серверного шкафа в виде наклейки и типографским способом в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэнерго».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 6.5 |
|
Наименование программного модуля ПО |
pso metr.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ/Сервер |
Вид электрической энергии и мощности |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 110 кВ ПС-3, РУ-6 кВ, яч. 13 |
ТПЛ 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-11 |
НТМИ 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
УССВ: ИСС Рег. № 71235-18 ССД: HPE ProLiant DL360 Gen10 Сервер АИИС КУЭ: QEMU Standard PC |
активная реактивная |
|
2 |
ПС 110 кВ ПС-3, РУ-6 кВ, яч. 19 |
ТПЛ 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-11 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | ||
|
3 |
ПС 110 кВ ПС-3, РУ-6 кВ, яч. 11 |
ТПЛ 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-11 |
НТМИ 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
4 |
ПС 110 кВ ПС-3, РУ-6 кВ, яч. 3 |
ТПЛ 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-11 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | ||
|
5 |
2РП (ТНС Южная) 6 кВ, яч. 8, ввод-2 6 кВ |
ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
6 |
2РП (ТНС Южная) 6 кВ, яч. 7, ввод-3 6 кВ |
ТВЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
2РП (ТНС Южная) 6 кВ, яч. 2, ввод-1 6 кВ |
ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
УССВ: ИСС Рег. № 71235-18 ССД: HPE ProLiant DL360 Gen10 Сервер АИИС КУЭ: QEMU Standard PC |
активная реактивная |
|
8 |
ТНС-9 0,4 кВ, ввод 1 0,4 кВ |
ТШП 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 64182-16 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
9 |
ТНС-9 0,4 кВ, ввод 2 0,4 кВ |
ТШП 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 64182-16 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
10 |
ТНС-11 0,4 кВ, ввод 1 0,4 кВ |
ТШП 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
11 |
ТНС-11 0,4 кВ, ввод 2 0,4 кВ |
ТШП 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
12 |
ТП-357 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТШП 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
13 |
ТП-357 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
ТШП 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
14 |
ТП-358 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТШП 1200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
УССВ: ИСС Рег. № 71235-18 ССД: HPE ProLiant DL360 Gen10 Сервер АИИС КУЭ: QEMU Standard PC |
активная реактивная |
|
15 |
ТП-358 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
ТШП 1200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
16 |
ЯКНО-6 кВ, КЛ-6 кВ в сторону ЭД № 5 |
ТОЛ 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
17 |
ТП-347 (КНС-10) 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТШЛ 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
18 |
ТП-347 (КНС-10) 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
ТШЛ 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
19 |
ТП-1008 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТОП 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-16 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
20 |
ТП-1022 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТШП-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15173-06 |
— |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
21 |
ТП-1026А 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТШП 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 64182-16 |
— |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
УССВ: ИСС Рег. № 71235-18 ССД: HPE ProLiant DL360 Gen10 Сервер АИИС КУЭ: QEMU Standard PC |
активная реактивная |
|
22 |
РП-2 6 кВ, яч. 3 |
ТПЛ 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-11 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
23 |
РП-2 6 кВ, яч. 4 |
ТПЛ 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-11 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | ||
|
24 |
РП-2 6 кВ, яч. 18 |
ТПЛ 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-11 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная | |
|
25 |
РП-2 6 кВ, яч. 19 |
ТПЛ 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-11 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная реактивная |
П р и м е ч а н и я
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений
5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность) | |||||||
|
Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % |
Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||||
|
1 - 4; 16; 22 - 25 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
11ном < I1 < 1,2I1hom |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,7 |
2,2 |
2,9 | ||
|
0,211ном < I1 < 11ном |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,7 |
2,2 |
2,9 | |||
|
0,0511ном < I1 < 0,211ном |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,8 |
2,4 |
3,5 | |||
|
0,0111ном < I1 < 0,0511ном |
2,1 |
3,0 |
5,5 |
2,7 |
3,5 |
5,8 | |||
|
5 - 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
11ном < I1 < 1,211ном |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,7 |
2,2 |
2,9 | ||
|
0,211ном < I1 < 11ном |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,8 |
2,4 |
3,5 | |||
|
0,0511ном < I1 < 0,211ном |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,3 |
3,4 |
5,7 | |||
|
8; 9; 20; 21 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) |
11ном < I1 < 1,2I1hom |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,6 |
2,1 |
2,6 | ||
|
0,211ном < I1 < 11ном |
1,0 |
1,5 |
2,7 |
1,7 |
2,3 |
3,2 | |||
|
0,0511ном < I1 < 0,2I1hom |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
2,2 |
3,3 |
5,6 | |||
|
10 - 15; 17 - 19 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) |
ком < I1 < 1,2I1hom |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,6 |
2,1 |
2,6 | ||
|
0,2I1hom < I1 < ком |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,6 |
2,1 |
2,6 | |||
|
0,05I1hom < I1 < 0,2I1hom |
1,0 |
1,5 |
2,7 |
1,7 |
2,3 |
3,2 | |||
|
0,01I1hom < I1 < 0,05I1hom |
2,0 |
2,9 |
5,4 |
2,6 |
3,4 |
5,6 | |||
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические (реактивная эне |
характеристики И эгия и мощность) |
К | |||||
|
Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % |
Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||||
|
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||||
|
1 - 4; 16; 22 - 25 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
I1HOM < I1 < 1,2I1hom |
2,1 |
1,5 |
4,0 |
3,8 | ||||
|
0,2I1HOM < I1 < I1HOM |
2,1 |
1,5 |
4,0 |
3,8 | |||||
|
0,05I1hom < I1 < 0,2I1HOM |
2,6 |
1,8 |
4,3 |
3,9 | |||||
|
0,01I1HOM < I1 < 0,05I1HOM |
4,6 |
3,0 |
5,8 |
4,5 | |||||
|
5 - 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
ком < I1 < 1,2I1HOM |
2,1 |
1,5 |
4,0 |
3,8 | ||||
|
0,2I1HOM < I1 < I1HOM |
2,6 |
1,8 |
4,3 |
3,9 | |||||
|
0,05I1HOM < I1 < 0,2I1HOM |
4,4 |
2,7 |
5,6 |
4,4 | |||||
|
8; 9; 21 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) |
I1HOM < I1 < 1,2I1hom |
1,8 |
1,3 |
3,9 |
3,7 | ||||
|
0,2I1HOM < I1 < I1HOM |
2,4 |
1,6 |
4,2 |
3,8 | |||||
|
0,05I1HOM < I1 < 0,2I1HOM |
4,3 |
2,6 |
5,5 |
4,3 | |||||
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 - 15; 17 - 19 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) |
11ном — I1 — 1,211ном |
1,8 |
1,3 |
3,9 |
3,7 |
|
0,211ном — I1 < ком |
1,8 |
1,3 |
3,9 |
3,7 | |
|
0,0511ном — I1 < 0,211ном |
2,4 |
1,6 |
4,2 |
3,8 | |
|
0,0111ном — I1 < 0,0511ном |
4,5 |
2,9 |
5,7 |
4,5 | |
|
20 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) |
11ном — I1 — 1,211ном |
1,8 |
1,3 |
2,5 |
2,2 |
|
0,211ном — I1 < 11ном |
2,4 |
1,6 |
3,1 |
2,4 | |
|
0,0511ном — I1 < 0,211ном |
4,5 |
2,8 |
5,4 |
3,7 | |
|
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с | |||||
|
П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до +40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
25 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С |
от 99 до101 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosф температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 0,5 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более |
3 |
|
Сервер АИИС КУЭ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
ССД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
125000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
56 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер АИИС КУЭ: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ |
16 |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТШП |
27 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОП |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
|
Счетчик электрической энергии |
ПСЧ-4ТМ.05М |
24 |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
ИСС |
1 |
|
Сервер АИИС КУЭ |
QEMU Standard PC |
1 |
|
ССД |
HPE ProLiant DL360 Gen10 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
2 |
|
Формуляр |
АСВЭ 418.00.000 ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэнерго», аттестованной ООО «АСЭ» г. Владимир, аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Смотрите также
