Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "УралАТИ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 47294-11 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИСКРЭН", г.Москва |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации в ОАО "АТС", и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 47294-11 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "УралАТИ" |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2011 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Ростест-Москва |
| Адрес центра | 117418, г.Москва, Нахимовский пр-т, 31 |
| Руководитель центра | Бас Виталий Николаевич |
| Телефон | (8*095) 332-67-77 |
| Факс | 124-99-96 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 43291 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | Приказ 3822 от 22.07.11 п.31 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИСКРЭН", г.Москва
Россия
119454, ул.Удальцова, д.34, Тел. (495) 734-00-30
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1035/446-2011 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 47294-11: Описание типа СИ | Скачать | 438 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УралАТИ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации в АО «АТС», и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), который включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), который включает в себя сервер сбора данных (далее - ССД), сервер энергосбытовой компании ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд» (далее - СЭК), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2), автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве ССД используется компьютер на базе серверной платформы HP ProLiant DL320G6 с программным обеспечением Iskramatic SEP2W.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- ССД формирует XML макет и отправляется электронным письмом в адрес СЭК, на котором на XML макет ставится ЭЦП.
- СЭК осуществляет отправку XML макета, подписанного ЭЦП в адрес
ПАК АО «АТС».
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от не
санкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
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.
Для получения информации со счетчиков ССД формирует запрос. Счетчик в ответ, по информационным линиям связи интерфейса RS-485, пересылает данные на ССД. ССД при помощи программного обеспечения (ПО SEP2W) осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Ethernet (основной) GSM (резервный) на СЭК.
Передача информации от СЭК в ПАК АО «АТС» с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ, а также в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
СЭК также осуществляет приём xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 из ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-10), на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), и эталонным источником системного времени тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер). В комплект УСВ-2 входят антенный блок для наружной установки и блок питания с интерфейсами. Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. При отсутствии УСВ-2, синхронизация сервера БД АИИС КУЭ осуществляется от тайм-сервера, обеспечивающего передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую корректировку времени.
Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника УСВ-2 или тайм-сервера более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника УСВ-2 или тайм-сервера не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО ССД. Программные средства ССД содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО Iskramatic SEP2W, ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
|
Наименование программного обеспечения |
Идентиф икацион-ное наименование программного обеспечения |
Идентификационные наименования модулей ПО |
Номер версии (иден-тифткаци-онный номер) программного обеспече ния |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО АИИС КУЭ (ССД) |
Windows Silver 2008 R2 |
- |
Х15-52729 |
- |
- |
|
Iskramatic SEP 2W |
- |
1.64 |
- |
- | |
|
ПО АИИС КУЭ (СЭК) |
ПК «Энергосфера» |
pso_metr.dll |
1.1.1.1 |
CBEB6F6CA693 18BED976E08A2 BB7814B |
MD5 |
|
ПО «SEP2W» |
Программа - планировщик опроса и сбора результатов измерений (стандартный каталог для всех модулей C:\Program Files\SEP2W\) |
Sep2Collect.exe |
1.64a |
344BB34F027BF 972946016E6B1 EC3623 |
MD5 |
|
Программа для управления БД SEP2 |
Sep2DbManage r.exe |
1.64 |
A622BE2696CD 9BC690DF2453A A85271E | ||
|
Г енератор отчетов, отображение информации в графическом или табличном видах |
Sep2Report.exe |
1.65 |
341611CD1BED A6A40191CCB6 89564A97 |
ПО Iskramatic SEP2W не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
СС Д |
Наименование измеряемой величины | ||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ТП-12 6кВ, РУ-6кВ, 2сш 6кВ, яч.6 |
ТПЛ-10-1 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=200/5 Рег. № 22192-07 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70 |
MT851-T1A32R42- V12L10.1- M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
HP ProLiant DL320G6 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
|
2 |
ТП-9 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ Т-1 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
3 |
ТП-2 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A31R41- V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
4 |
ТП-3 6кВ, РУ-6кВ Ввод-1 |
ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=100/5 Рег. № 1261-08 |
ЗНОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 3344-08 |
MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
5 |
ТП-5 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ Т-1 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=800/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A31R41- V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
18 |
ТП-5А 6/0,4кВ, 1ЩСУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=2000/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A31R41- V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
6 |
ТП-11 6 кВ, РУ-6кВ, яч.1 |
ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70 |
MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
ТП-1 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
HP ProLiant DL320G6 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
|
8 |
ТП-10 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
9 |
ТП-10 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
10 |
ТП-11 6 кВ, РУ-6кВ, яч.10 |
ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 831-53 |
MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
11 |
ТП-1 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
12 |
ТП-5 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ Т-2 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=800/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
19 |
ТП-5А 6/0,4кВ, 1ЩСУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=2000/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
13 |
ТП-12 6кВ, РУ-6кВ 1сш 6кВ, яч.5 |
ТПЛ-10-1 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=200/5 Рег. № 22192-07 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70 |
MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
14 |
ТП-9 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
15 |
ТП-2 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 |
ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 |
Прямое включение |
MT851-T1A32R42- V12L10.1- M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
HP ProLiant DL320G6 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
|
16 |
ТП-15 6кВ, РУ-6кВ, 1сш 6кВ, яч.7 |
ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=600/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70 |
MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
17 |
ТП-15 6 кВ, РУ-6кВ, 2сш 6кВ, яч.14 |
ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=600/ Рег. № 1261-08 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70 |
MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время | |
|
20 |
Щит АВР 0,4кВ ф. ОАО «МТС» |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5; Ктт=15/5 Рег. № 15174-06 |
Прямое включение |
MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 |
Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
Таблица 3
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
|
Номер канала |
cos ф |
65 %, I5 %— 1изм< I20 % |
620 %, I20 %— 1изм< 1100 % |
6100 %, 1100 %< I-изм— I120 % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ИК № 2-3, 5, 7-9, 11-12, 14-15, 18-20 Сч. 0,5S; ТТ 0,5 |
1 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,7 |
|
0,9 |
±2,8 |
±2,0 |
±1,9 | |
|
0,8 |
±3,3 |
±2,3 |
±2,0 | |
|
0,7 |
±3,9 |
±2,6 |
±2,2 | |
|
0,6 |
±4,7 |
±2,9 |
±2,5 | |
|
0,5 |
±5,7 |
±3,4 |
±2,8 | |
|
ИК № 1, 4, 6, 10, 13, 16-17 Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5 |
1 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,8 |
|
0,9 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
0,8 |
±3,4 |
±2,4 |
±2,2 | |
|
0,7 |
±4,0 |
±2,7 |
±2,4 | |
|
0,6 |
±4,8 |
±3,1 |
±2,7 | |
|
0,5 |
±5,9 |
±3,6 |
±3,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
|
Номер канала |
cos ф/sin ф |
35 %, I5 %— 1изм< I20 % |
320 %, I20 %— 1изм< I100 % |
3100 %, 1100 %— 1изм— 1120 % |
|
ИК № 2-3, 5, 7-9, 11-12, 14-15, 18-20 Сч. 1,0; ТТ 0,5 |
0,8/0,6 |
±5,6 |
±3,6 |
±2,8 |
|
0,7/0,7 |
±4,8 |
±3,0 |
±2,6 | |
|
0,6/0,8 |
±4,3 |
±2,8 |
±2,5 | |
|
0,5/0,9 |
±3,8 |
±2,6 |
±2,5 | |
|
ИК № 1, 4, 6, 10, 13, 16-17 Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5 |
0,8/0,6 |
±5,6 |
±3,4 |
±2,9 |
|
0,7/0,7 |
±4,9 |
±3,1 |
±2,7 | |
|
0,6/0,8 |
±4,3 |
±2,9 |
±2,6 | |
|
0,5/0,9 |
±3,9 |
±2,7 |
±2,5 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 3 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1, УСВ-2 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
20 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, °C |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 |
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ |
по ГОСТ 7746 |
|
- температура окружающей среды для ТН |
по ГОСТ 1983 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электроэнергии типа МТ851, °C: |
от -40 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - МТ851 |
1847754 |
|
- УСВ-2 |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
ССД: - среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
94,2 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
2 |
|
ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ-2, ССД, СЭК, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ССД, СЭК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УралАТИ» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10-3 У3 |
10 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-1 У2 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТНШЛ-0,66 У2 |
36 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии |
МТ851 |
20 |
|
Преобразователь интерфейса |
МОХА Nport 5130 RS485/Ethernet |
10 |
|
Сервер сбора данных |
HP ProLiant DL320G6 |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC 1500VA |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC 650 VA |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Программное обеспечение |
Iskramatic SEP 2W |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
ИЮНД .411711.038.ФО-ПС |
1 |
|
Методика поверки |
МП 1035/446-2011 (с изменением № 1) |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1035/446-2011 (с изменением № 1) «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УралАТИ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» 27.09.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков типа МТ851 - по документу ГОСТ 8.584-2004;
- УСВ-2 - в соответствии с документом «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «АИИС КУЭ ОАО «УралАТИ». Технорабочий проект ИЮНД.411711.038.РП.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
