Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ГПП 110/10 кВ "ЛАЛ"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 650 п. 14 от 24.08.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 47780
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ГПП 110/10 кВ «ЛАЛ» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ГПП 110/10 кВ «ЛАЛ» сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-    периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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;

-    передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;

-    предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;

-    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 (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - информационно измерительный комплекс (ИИК) трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных типа Сикон С70 (№28822-05 в Государственном реестре средств измерений), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.

Между уровнями ИВКЭ и ИВК с помощью модемов IRZ MC52I организованы GSM каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИВКЭ в ИВК.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения «Пирамида» производства ЗАО ИТФ "Системы и технологии" (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ (iRu Rock 2112), устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (№ 41681-10 в Государственном реестре средств измерений) и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).

На уровне ИВК обеспечивается:

-    автоматический регламентный сбор результатов измерений;

-    автоматическое выполнение коррекции времени;

-    сбор данных о состоянии средств измерений;

-    контроль достоверности результатов измерений;

-    восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

-    возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

-    хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

-    ведение нормативно-справочной информации;

-    ведение «Журналов событий»;

-    формирование отчетных документов;

-    передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

-    безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;

-    конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

-    предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

-    диагностику работы технических средств и ПО;

-    разграничение прав доступа к информации;

-    измерение интервалов времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

-    отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

-    показатели режимов электропотребления;

-    максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;

-    допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.

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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:

-    активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период

0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает в УСПД. По запросу или в автоматическом режиме УСПД направляет информацию в ИВК.

На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера, УСПД и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с показаниями часами счетчиков более чем на ±2 с.

Суточный ход часов компонентов системы не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД;

б)    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер.

Программное обеспечение

Прикладное программное обеспечение «Пирамида» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.

Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.

ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование

файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контроль-ная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

6

1

2

3

4

5

6

ПО «Пирамида»

Программа автоматизированного сбора

SCPAuto.exe

1.0.0.0

4CA0C4A5

CRC32

Программа синхронизации времени устройств и сервера

TimeSynchro.exe

801460BC

CRC32

Программа планировщик заданий (расчеты)

Sheduler.exe

2.0.0.0

20162E30

CRC32

Программа организации канала связи сервера со счетчиками

SETRec.exe

1.0.2.0

720E90F6

CRC32

Программа драйвер работы сервера со счетчиками СЭТ-4ТМ

SET4TM02.dll

1.0.0.6

5BB4F727

CRC32

Драйвер синхронизации времени сервера со счетчиками СЭТ-4ТМ

S et4TMSynchro.dl l

1D69D8A3

CRC32

Технические характеристики

Состав 1-го уровня ИК и основные метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 Основные технические и метрологические характеристики АИИС КУЭ_

Наименование при-соединения

Состав 1-го уровня ИК

Метрологические характеристики ИК

ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.9 ввод №1

ТПШЛ-10; 3000/5 к.т. 0,5; № Госрее-стра 1423-60

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

Сикон С70 № Гос-

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

2

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.47 ввод №2

ТПШЛ-10; 3000/5 к.т. 0,5; № Г осрее-стра 1423-60

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

реестра

28822-05

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.12 ввод №3

ТПШЛ-10; 3000/5 к.т. 0,5; № Госрее-стра 1423-60

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

Сикон С70 № Гос-реестра 28822-05

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

4

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.50 ввод №4

ТШЛ-10; 3000/5 к.т. 0,5; № Госрее-стра 3972-03

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

5

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.3 КСМ

ТПЛМ-10; 200/5 к.т. 0,5; № Госрее-стра 2363-68

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

6

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.13 Лев-жа

ТПЛ-10;

75/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 1276-59

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

7

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч .19 Кирпичный завод

ТПЛ-10;

100/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 1276-59

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

8

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.23 Вагоностроительный завод

ТПЛ-10-М; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 22192-07

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

9

ГПП 110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.25 ТСН-1

ТПЛ-10-М; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 22192-07

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.31 Город

ТПЛ-10-М; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 22192-07

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

Сикон С70 № Гос-реестра 28822-05

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

11

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.33 Резерв яч.8

ТПЛМ-10; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 2363-68

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

12

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.35 Жилой посёлок

ТПЛМ-10; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 2363-68

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

13

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.39 КНС

ТПЛ-10-М; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 22192-07

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

14

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.53 Котельная

ТПЛ-10-М; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 22192-07

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

15

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.6 Кирпичный завод

ТПЛ-10-М; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 22192-07

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

16

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.8 Жилой поселок

ТПЛ-10-М; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 22192-07

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

17

ГПП 110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.18 КНС

ТПЛМ-10; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 2363-68

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

Сикон С70 № Гос-реестра 28822-05

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

18

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.20 Котельная

ТПЛМ-10; 400/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 2363-68

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

19

ГПП 110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.32 ТСН-2

ТПЛ-10; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 1276-59

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

20

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.42 Красный клин

ТПЛ-10-М; 100/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 22192-07

ЗНОЛПМ-

10; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

21

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.46 Ва-гоностроительный завод

ТПЛ-10-М; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 22192-07

ЗНОЛПМ-

10; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

22

ГПП 110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.52 Комплекс

ТПЛ-10; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 1276-59

ЗНОЛПМ-

10; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

23

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.56 КСМ

ТПЛ-10; 200/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 1276-59

ЗНОЛПМ-

10; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М к. т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 36697-08

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

24

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.21 Стекольный завод

ТОЛ-СЭЩ-10; 1000/5 к.т. 0,5; № Госреестра 32139-06

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 27524-04

Сикон С70 № Гос-реестра 28822-05

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

25

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.45 Стекольный завод

ТПОЛ-10; 1000/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 1261-08

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 27524-04

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

26

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.26 Стекольный завод

ТПОЛ-10; 600/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 1261-08

НТМИ-10-

66; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 831-69

СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 27524-04

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

27

ГПП

110/10 кВ «ЛАЛ» ЗРУ-10 кВ яч.34 Стекольный завод

ТОЛ-СЭЩ-10; 1000/5 к.т. 0,5; № Гос-реестра 32139-06

ЗНОЛПМ-

10; 10000/100 к.т. 0,5;

№ Госреест-ра 46738-11

СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,5S/1,0; № Гос-реестра 27524-04

активная

реактив

ная

±1,1

±2,0

±5,7

±5,4

Примечания:

1.    Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.

2.    В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.

3.    Нормальные условия:

•    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosj = 0,9 инд.;

•    температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;

•    относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

•    атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

•    напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

•    частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

•    индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия:

•    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном;

0,5 инд < cosj < 0,8 емк;

•    температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус

40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;

•    относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха 30°С;

•    атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

•    напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

•    частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

•    индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

5.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной энергии;

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть

Г лубина хранения информации:

•    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

•    ИВКЭ - хранение графика средних мощностей за 30мин. в течении 45 суток;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

7.    Надежность применяемых в системе компонентов:

•    Счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

•    Устройство сбора и передачи данных - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2 часов.

•    Сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Таблица 3 Комплект поставки средства измерений

Наименование изделия

Кол-во шт.

Примечание

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

23

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03

4

Трансформатор тока ТШЛ-10

3

Трансформатор тока ТПЛМ-10

10

Трансформатор тока ТПЛ-10

8

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10

4

Трансформатор тока ТПОЛ-10

4

Трансформатор тока ТПШЛ-10

9

Трансформатор тока ТПЛ-10-М

20

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66

3

Трансформатор напряжения ЗНОЛПМ-10

1

Сервер iRu Rock 2112

1

УСПД Сикон С70

2

Устройство синхронизации времени УСВ-2

1

Модем IRZ MC52I

4

Комплекс информационно-вычислительный ПО «Пирамида»

1

Методика поверки МЭС 3522РД-12.МП

1

Инструкция по эксплуатации МЭС 3522РД-12.ИЭ

1

Паспорт МЭС 3522РД-12.ПС

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МЭС 3522РД-12.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ГПП 110/10 кВ «ЛАЛ» Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 13.06.2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-    счетчики электрической энергии по ГОСТ 8.584-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений описан в методике измерений МЭС 3522РД-12.01.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание