Номер по Госреестру СИ: 56004-13
56004-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Саратовэнерго"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используются ПО «Альфа ЦЕНТР», ПО «Энфорс АСКУЭ » в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Защитой данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Альфа ЦЕНТР», ПО «Энфорс АСКУЭ».
Таблица 1
Наименование ПО |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО) |
Наименование файла |
«Альфа ЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных |
Amrserver.exe |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Атгс.ехе | |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe | |
Драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll | |
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll | |
Библиотека сообще-ний планировщика опросов |
alphamess.dll | |
«АльфаЦЕНТР Расчетный сервер» |
billsrv.exe | |
«Энфорс АСКУЭ» |
Администрирование Энфорс аСкУЭ |
Enfadmin.exe |
Оперативный контроль |
NewOpcon.exe | |
Отчеты |
NewReports.exe | |
Перевод присоединений на ОВ |
Obhod.exe | |
Расчет вычисляемых показателей |
CalcFormula.exe | |
Репликация данных из «Альфа-Центр» |
Alfa_repl.exe | |
Загрузка данных из макетов 80020 XML |
M80020_IMP. exe | |
Ручной и автоматический ввод данных АСКУЭ |
NewMEdit.exe | |
Ручная обработка данных АСКУЭ |
Dataproc.exe | |
Торговый график |
TradeGR.exe | |
Формирование макета 80020 xml |
M80020.exe | |
Формирование макета 80030 xml |
M80030.exe | |
Формирование макета 51070 xml |
M51070.exe | |
Формирование макетов 80050 XML и 80040 XML |
M80050.exe |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Версия 12.06.01 |
c58841f212ebbf2196c0449459a 83090 |
MD5 |
a33fd8c19b167375f70c6073671 64022 | ||
741399fdeb35d94da7818b70bc c85bdd | ||
df4533df5aa8244b7fb63f67563 e5136 | ||
0939ce05295fbcbbba400eeae8d 0572c | ||
b8c331abb5e34444170eee9317 d635cd | ||
4.0.0.0 |
7b87fe18439e488158f57141ee1 563d0 | |
Версия 2.2 |
b6c1dae38aa1448349102ecaeb8 d6119 |
MD5 |
16c11a77bdd65dfe430baab1833 62f6a | ||
1961c37922a59edb18b97d85a3 967cf8 | ||
7abc466be1ae1a70de6fef1cca72 fcc1 | ||
4d6ff01785e5e85abfb2889d93f b4aed | ||
852315f39666bb75aa77a2263b b12431 | ||
f5873783c8292e8b8815e942f71 24140 | ||
8c7d6121e5eb08ea1563b6f3ab1 78b91 | ||
63bd1c7b5d1d810ed43b38c44c 04fbd5 | ||
5b85b80c024c1e72cc9a79dd6b 39070b | ||
c4b748e115b152572d07e90b5a fe8452 | ||
9cfe5972d6918043ec85b8e0aff 18cdc | ||
2d5ae9a480e2769a6b823282a0 44601e | ||
ba26b3230bf30d9dd07d14afce0 dd3f3 |
ПО «Альфа ЦЕНТР», ПО «Энфорс АСКУЭ» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ОАО «Саратовэнерго»». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1321/2013-01.00324-2011 от 07.11.2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО «Саратовэнерго»
-
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
-
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
-
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Лист № 10 Всего листов 10 4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
-
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
-
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
-
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 1719/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовэнерго». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в ноябре 2013 года.
Основные средства поверки:
-
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
-
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
-
- счетчиков электроэнергии Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
-
- счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
-
- УСПД RTU 325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005ИП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
- УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки ПБКМ. 421459.003 МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 г.;
-
- УСВ-3 - по методике поверки 240 00.000МП утверждённой ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2012 г.;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Изготовитель
ООО «Интер РЭК» 129344, г. Москва, ул. Летчика Бабушкина, д 1, корп. 3, офис 7 Телефон: (495) 978-47-96Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).
117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31 Тел.(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11 Факс (499) 124-99-96
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
-
1- ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
-
2- ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» (Госреестр № 1704909), УСПД RTU-325L (Госреестр № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
-
3- ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) ОАО «Саратовэнерго», сервер базы данных (СБД) ОАО «Саратовэнерго», автоматизированные рабочие места (АРМ), ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
-
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
-
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
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 единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
УСПД ЭКОМ-3000, установленные на ПС 110/10 кВ «Озинская», ПС 35/10 кВ «Петропавловка», ПС 110/35/10 кВ «Ал. Гайская», ПС 110/35/10 кВ «Новоузенская», по проводным линиям связи при помощи интерфейса RS-485 опрашивают счетчики ИИК № 1 - 5, УСПД RTU-325L, установленное на ПС 220/110/10 кВ «Терешка», по проводным линиям связи при помощи интерфейса RS-485 опрашивают счетчики ИИК № 8 - 10 и осуществляют передачу измерительной информации на уровень ИВК
ССД ОАО «Саратовэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД и счетчики ИИК № 6, 7 и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. ССД ОАО «Саратовэнерго» осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Данные записываются в базу данных СБД ОАО «Саратовэнерго».
СБД ОАО «Саратовэнерго» хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы счетчиков, УСПД, ССД ОАО «Саратовэнерго». В качестве устройств синхронизации времени используется УСВ-3.
Сравнение показаний часов ССД ОАО «Саратовэнерго» и УСВ-3 происходит с непрерывно. Синхронизация часов ССД ОАО «Саратовэнерго» и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов ССД ОАО «Саратовэнерго» и УСВ-3.
Сравнение показаний часов УСПД и ССД ОАО «Саратовэнерго» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и ССД ОАО «Саратовэнерго» осуществляется независимо от показаний часов УСПД и ССД ОАО «Саратовэнерго».
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК № 1 - 5, 8 - 10 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 1 - 5, 8 - 10 и УСПД осуществляется независимо от показаний часов счетчиков ИИК № 1 - 5, 8 - 10 и УСПД.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК № 6, 7 и ССД ОАО «Саратовэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 6, 7 и ССД ОАО «Саратовэнерго» осуществляется независимо от показаний часов счетчиков ИИК № 6, 7 и ССД ОАО «Саратовэнерго».
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-1 У1 |
6 |
Трансформатор тока |
ТФН-35 |
2 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35А У1 |
2 |
Трансформатор тока |
ТФН-35М |
2 |
Трансформатор тока |
ТФНД-110-II |
2 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ 35Б-1 У1 |
2 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ 220Б-ГУ |
9 |
Трансформатор напряжения |
СРВ 245 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35-УХЛ1 |
1 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
9 |
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57У1 |
9 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
6 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
Счётчик электрической энергии |
А1802RАLXQV-P4GB-DW-4 |
3 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦентр» |
1 |
Программное обеспечение |
«Энфорс АСКУЭ» |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
4 |
Сервер сбора данных |
IBM System x3650 M3 |
1 |
Сервер базы данных |
1 | |
Методика поверки |
МП 1719/550-2013 |
1 |
Паспорт-формуляр |
СЭ.411711.032.ФО |
1 |
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2. Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
№ ИИК |
№ присо единения |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав ИИК |
УСПД |
ИВК |
Вид электроэнергии | ||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
64.1 |
ПС 110/10 кВ «Озин-ская», ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Озинки-Семиглавый Мар |
ТФЗМ 110Б-1 класс точности 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №№ 20012, 20006, 20008 Госреестр № 26420-04 |
НКФ-110-57 У1 класс точности 0,5 Ктт = 110000/73 / 100/73 Зав. № 22427, 22329, 22214 Госреестр № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 класс точности 0,5S/1 Зав. № 0106061175 Госреестр № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 06061295 Госреестр. № 17049-09 |
активная реактивная | |
2 |
64.2 |
ПС 110/10 кВ «Озин-ская», ОРУ-110 кВ, СОВ-110 кВ |
ТФЗМ 110Б-1 класс точности 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №№ 21578, 19994, 20014 Госреестр № 26420-04 |
НКФ-110-57 У1 класс точности 0,5 Ктт = 110000/73 / 100/73 Зав. № 22339, 22449, б/н Зав. №22427, 22329, 22214 Госреестр № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 класс точности 0,5S/1 Зав. № 0106061192 Госреестр № 27524-04 |
IBM System x3650 M3 |
активная реактивная | |
3 |
64.4 |
ПС 35/10 кВ «Петропавловка», ВЛ-35 кВ Петропавловка-Джаксыбай |
ТФН-35 класс точности 0,5 Ктт = 75/5 Зав. №№ 1245, 48918 Госреестр № 664 51 |
ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктт = 35000/73/ 100/73 Зав. № 1260921, 1261295, 1261305 Госреестр № 91207 |
СЭТ-4ТМ.03.01 класс точности 0,5S/1 Зав. № 0106063084 Госреестр № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 06061302 Госреестр. № 17049-09 |
активная реактивная | |
4 |
64.5 |
ПС 110/35/10 кВ «Ал. Гайская», ВЛ-35 кВ Алгай- Казталовка |
ТФЗМ35А-У1 класс точности 0,5 Ктт = 75/5 Зав. №№ 29304, 29287 Госреестр № 26417-06 |
НАМИ-35 УХЛ1 класс точности 0,5 Ктт = 35000/100 Зав. № 356 Госреестр № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03.01 класс точности 0,5S/1 Зав. № 0106062125 Госреестр № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Зав .№ 06061298 Госреестр. № 17049-09 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
5 |
64.3 |
ПС 110/35/10 кВ «Новоузенская», ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Новоузенская - Бога-тырево |
ТФН-35М класс точности 0,5 Ктт = 150/5 Зав. №№ 8399, 570 Госреестр № 369073 |
ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктт = 35000/^3 /100/^3 Зав. № 1053597, 1297960, 1298027 Госреестр № 91207 |
СЭТ-4ТМ.03.01 класс точности 0,5S/1 Зав. № 0106064025 Госреестр № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Зав .№ 06061291 Госреестр. № 17049-09 |
активная реактивная | |
6 |
2 |
ПС 110/10 кВ «Гме-линка», ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Лепехин-ка- Гмелинка |
ТФНД-110-II класс точности 0,5 Ктт = 300/5 Зав . №№ 937, 1979 Госреестр № 2793 71 |
НКФ-110-57 У1 класс точности 0,5 Ктт = 110000/100 Зав. № 1058744, 1054421, 1053717 Госреестр № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 класс точности 0,5S/1 Зав. № 0108071248 Госреестр № 27524-04 |
- |
IBM System x3650 M3 |
активная реактивная |
7 |
1 |
ПС 35/10 кВ «Кле-новская», РУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Свёрдлово-Кленовская |
ТФЗМ-35Б-1У1 класс точности 0,5 Ктт = 150/5 Зав. №№ 35934, 35938 Госреестр № 3689 73 |
ЗНОМ-35-65 класс точности 0,5 Ктт = 35000/ 100 Зав. № 1082346, 1378459, 1378460 Госреестр № 912 07 |
СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0803124238 Госреестр № 36697-12 |
активная реактивная | ||
8 |
90.6 |
ПС 220/110/10 кВ «Терешка», ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Сар-ГЭС-Терешка |
ТФЗМ 220Б-ГУ класс точности 0,2 Ктт = 1000/5 Зав. №№ 6720, 6728, 6729 Госреестр № 31548-06 |
СРВ 245 класс точности 0,2 Ктт = 220000/^3 / 100/^3 Зав. № 8777832, 8777833, 8777834 Госреестр № 15853-06 |
A1802RALXQV- P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01188842 Госреестр № 31857-06 |
RTU-325L Зав. № 005123 Госреестр. № 37288-08 |
активная реактивная | |
9 |
90.7 |
ПС 220/110/10 кВ «Терешка», ОРУ-220 кВ, ОВ-220 кВ |
ТФЗМ 220Б-ГУ класс точности 0,2 Ктт = 1000/5 Зав. №№ 6734, 6733, 6723 Госреестр № 31548-06 |
СРВ 245 класс точности 0,2 Ктт = 220000/^3 / 100/^3 Зав. № 8777832, 8777833, 8777834 Зав. № 8777836, 8777838, 8777831 Госреестр № 15853-06 |
A1802RALXQV- P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01188843 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная | ||
10 |
90.8 |
ПС 220/110/10 кВ «Терешка», ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Сара-товская-1 |
ТФЗМ 220Б-ГУ класс точности 0,2 Ктт = 1000/5 Зав. №№ 6730, 6732, 6736 Госреестр № 31548-06 |
СРВ 245 класс точности 0,2 Ктт = 220000/^3/ 100/^3 Зав. № 8777832, 8777833, 8777834 Госреестр № 15853-06 |
A1802RALXQV- P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01188846 Госреестр № 31857-06 |
активная реактивная |
Таблица 3
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допус] активной элект |
каемой относительной погрешности ИИК при измерении рической энергии в рабочих условиях эксплуатации d, % | ||
I|(2.i£ I изм< I 5 % |
I5 %£ 1 изм< 1 20 % |
1 20 %£ 1 изм< 1 100 % |
I100 %£ 1 изм£ 1 120 % | ||
1 - 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,0 | |
0,9 |
±3,0 |
±2,4 |
±2,2 | ||
0,8 |
±3,6 |
±2,6 |
±2,4 | ||
0,7 |
±4,2 |
±3,0 |
±2,7 | ||
0,5 |
±6,0 |
±3,9 |
±3,4 | ||
7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,1 | |
0,9 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,3 | ||
0,8 |
±3,0 |
±1,8 |
±1,5 | ||
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,7 | ||
0,5 |
±5,5 |
±3,1 |
±2,4 | ||
8 - 10 (ТТ 0,2; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,9 | |
0,9 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 | ||
0,8 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,0 | ||
0,7 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,1 | ||
0,5 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,4 | ||
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности И реактивной электрической энергии в рабочих эксплуатации d, % |
ИК при измерении условиях | ||
I1(2)£ 1 изм< 1 5 % |
I5 %£ I изм< I 20 % |
1 20 %£ 1 изм< 1 100 % |
I100 %£ 1 изм£ 1 120 % | ||
1 - 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±7,8 |
±5,0 |
±4,4 | |
0,8 |
±6,1 |
±4,3 |
±4,0 | ||
0,7 |
±5,3 |
±4,0 |
±3,8 | ||
0,5 |
±4,5 |
±3,8 |
±3,7 | ||
7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±6,6 |
±3,6 |
±2,8 | |
0,8 |
±4,7 |
±2,7 |
±2,2 | ||
0,7 |
±3,8 |
±2,3 |
±2,0 | ||
0,5 |
±2,9 |
±1,9 |
±1,7 | ||
8 - 10 (ТТ 0,2; ТН 0,2; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±3,1 |
±1,9 |
±1,7 | |
0,8 |
±2,5 |
±1,7 |
±1,6 | ||
0,7 |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 | ||
0,5 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,5 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
-
1. Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
-
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
-
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
-
- напряжение от 0,98^ином до 1,02^ином;
-
- сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cosj=0,9 инд;
-
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
-
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
-
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;
-
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном 5;
-
- температура окружающей среды:
-
- для счетчиков электроэнергии от минус 20 до плюс 30 °С;
-
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
-
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 26035-83;
-
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
• счетчики электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
-
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
-
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
-
• УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
-
• УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;
-
• УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
-
• для счетчика Тв < 2 часа;
-
• для УСПД Тв < 2 часа;
-
• для сервера Тв < 1 час;
-
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
-
• для модема Тв < 1 час.
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, УССВ, УСПД, сервере, 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.
в журнале УСПД:
-
• - параметрирования;
-
• - пропадания напряжения;
-
• - коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
• - пропадание и восстановление связи со счетчиком Возможность коррекции времени в:
-
• счетчиках (функция автоматизирована);
-
• УСПД(функция автоматизирована);
-
• ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
• счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.