Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Татэнергосбыт" четырнадцатая очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 91383-24 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Татэнергосбыт", г. Казань |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Татэнергосбыт» четырнадцатая очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 91383-24 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Татэнергосбыт" четырнадцатая очередь |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Татэнергосбыт" (АО "Татэнергосбыт"), г. Казань
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 | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 91383-24: Описание типа | Скачать | 577.3 КБ | |
| 91383-24: Методика поверки | Скачать | 7.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Татэнергосбыт» четырнадцатая очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД) - контроллер сетевой индустриальный СИКОН С1, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) (далее по тексту - сервер ИВК), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее-УСВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее передача на сервер ИВК. УСПД с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
Сервер ИВК обеспечивает в автоматизированном режиме прием/передачу измерительной информации от АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, в виде макетов XML, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ посредством электронной почты сети Internet.
Сервер ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Internet в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
Сервер ИВК АИИС КУЭ, при каждом сеансе связи, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ± 0,5 с и более, сервера ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера ИВК осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени УСПД от шкалы времени сервера ИВК равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени УСПД.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не менее 1 раз в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±1 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 15. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
E55712D0B1B219065D63DA949114DAE4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
B1959FF70BE1EB17C83F7B0F6D4A132F |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
D79874D10FC2B156A0FDC27E1CA480AC |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
6F557F885B737261328CD77805BD1BA7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
48E73A9283D1E66494521F63D00B0D9F |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
ECF532935CA1A3FD3215049AF1FD979F |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
1EA5429B261FB0E2884F5B356A1D1E75 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-01 |
ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С1, рег. № 15236-03 |
УСВ-3, рег. № 64242-16 / сервер ИВК |
|
2 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-02 |
ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
3 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-03 |
ТОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-04 |
ТОЛ 300/5, КТ 0,5 Рег. № 47959-16 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
5 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-05 |
ТОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
6 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-06 |
ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
7 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-07 |
ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
8 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-08 |
ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С1, рег. № 15236-03 |
УСВ-3, рег. № 64242-16 / сервер ИВК |
|
9 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-09 |
ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
10 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-10 |
ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
11 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-11 |
ТОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
12 |
ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-12 |
ТОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
13 |
ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-01 |
ТОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
14 |
ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-02 |
ТОЛ 400/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
15 |
ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-03 |
ТОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
16 |
ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-04 |
ТОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С1, рег. № 15236-03 |
УСВ-3, рег. № 64242-16 / сервер ИВК |
|
17 |
ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-08 |
ТОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
18 |
ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-09 |
ТОЛ-СЭЩ-10 400/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-11 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
19 |
ПС 110 кВ Ютаза № 45, КРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-10 |
ТОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
20 |
ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-12 |
ТОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
21 |
ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-13 |
ТОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
22 |
ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-14 |
ТОЛ 400/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Примечания:
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 2 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта 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 |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
|
1-13, 15-17, 19-21 |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
2,9 4,5 |
|
14, 18, 22 |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
1,7 2,7 |
|
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с |
5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 °С до +35 °С | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
22 |
|
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 50 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sin9) - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С температура окружающей среды для УСПД, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более |
от 90 до 110 от 1(2) до 120 от 0,5 инд. До 1 емк от 49,6 до 50,4 от -60 до +40 от +5 до + 35 от +10 до + 30 от +15 до + 25 от 80,0 до 106,7 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) |
165000 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут |
114 |
|
УСПД: СИКОН С1 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее |
45 |
|
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ |
6 |
|
ТОЛ 10 |
22 | |
|
ТОЛ 10-1 |
14 | |
|
ТОЛ-СЭЩ-10 |
2 | |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
|
НТМИ-6 |
2 | |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
22 |
|
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С1 |
2 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер ИВК |
- |
1 |
|
Автоматизированное рабочее место (АРМ) |
- |
1 |
|
Документация | ||
|
Формуляр |
ТЭС.411711.014.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Татэнергосбыт» четырнадцатая очередь. МВИ 26.51.43/258/23, аттестованной ООО «Энерготестконтроль». Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312560 от 03.08.2018.
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
