Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "СибПромРешения" : 88645-23 поверка заказать в Москве

Войти

Избранное

0 Корзина

+7 (495) 847-08-11
- Назад
- Телефоны
- +7 (495) 847-08-11
- 8 (800) 511-77-51
- Заказать звонок
info@labcsm.ru
115551, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Орехово-Борисово Северное, Шипиловский проезд, д. 47, помещ. 13Н
Пн. – Пт.: с 9:00 до 18:00

Характеристики

Номер по Госреестру

—

88645-23

Страна-производитель

—

1109

Межповерочный интервал / Периодичность поверки

—

Методика поверки / информация о поверке

—

4 года

Производитель / заявитель

—

АО "РЭС Групп", г.Владимир

Наименования документации

—

88645-23: Описание типа СИ|88645-23: Методика поверки

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СибПромРешения» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Подробности

Заказать поверку

Нужна государственная поверка? Наши специалисты быстро и профессионально выполнят поверку.
Звоните прямо сейчас: 8 (800) 511-77-51

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе блока коррекции времени ЭНКС-2 (далее по тексту - УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ) и программное обеспечение (далее по тексту - ПО) программный комплекс (далее по тексту - ПК) «Энергосфера».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика. 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. 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 сервер АИИС КУЭ в составе верхнего - второго уровня системы.

На верхнем - втором уровне системы выполняется 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, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы.

АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию, получаемую посредством интеграции и/или в формате XML-макетов в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet, от АИИС КУЭ утвержденного типа.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК).

Сервер АИИС КУЭ оснащен УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемников. Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с (программируемый параметр) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ равного ±2 с (программируемый параметр) и более, 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 и сервера АИИС КУЭ.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Заводской номер (№ 1109) наносится типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	CBEB6F6CA693 18BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК	Наименование ИК	Измерительные компоненты				Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	TH	Счетчик	УССВ	Вид электроэнергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	ПС ИОкВКТПБСб ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.З	ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Per. № 2473-69	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. №2611-70	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08	ЭНКС-2 Per. №37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,8	±4,1 ±7,1
2	ПС ИОкВКТПБСб ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.15	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Per. № 1856-63	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. №2611-70	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08		активная реактивная	±1,2 ±2,8	±4,1 ±7,1
3	ПС ИОкВКТПБСб ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-1	ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 15174-06	-	СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08		активная реактивная	±1,0 ±2,4	±4,1 ±7,1
4	ПС ИОкВКТПБСб ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-2	ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 15174-06	-	СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08		активная реактивная	±1,0 ±2,4	±4,1 ±7,1

Продолжение таблицы 2

ПС 110кВГПП-2, ЗРУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч.7

ТЛК-СТ Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 58720-14

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

ЭНКС-2

Per. №37328-15

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-2, ЗРУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, яч.ЗЗ

тпол-ю Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-2, ЗРУ-10 кВ, 3 СП! 10 кВ, яч.8

ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. №47958-11

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

ПС 110кВГПП-2, ЗРУ-10 кВ, 4 СП! 10 кВ, яч.34

ТЛК-СТ Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 58720-14

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-2, ЗРУ-10 кВ, 5 СП! 10 кВ, яч. 107

ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-2, ЗРУ-10 кВ, 6 СП! 10 кВ, яч. 133

ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.04

Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС 110кВГПП-2, ЗРУ-10 кВ, 7 СП! 10 кВ, яч. 108

ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

Продолжение таблицы 2

ПС 110кВГПП-2, ЗРУ-10 кВ, 8 СП! 10 кВ, яч. 134

тпол-ю Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. №47958-11

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

ЭНКС-2

Per. №37328-15

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-2, Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТШП-Э Кл.т. 0,5S Ктт 150/5 Per. № 66594-17

СЭТ-4ТМ.03М.09

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-2, Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТШП-Э Кл.т. 0,5S Ктт 150/5 Per. № 66594-17

СЭТ-4ТМ.03М.09

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч.З, Ф. 128-03

ТОЛ-СВЭЛ

Кл.т. 0,5 Ктт 30/5 Per. № 70106-17

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч.4, Ф. 128-04

ТОЛ-СВЭЛ

Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 42663-09

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч. 6, Ф. 128-06

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Per. № 1276-59

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-12

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч. 8, Ф. 128-08

ТИЛ-10-М

Кл.т. 0,5S Ктт 200/5

Per. №47958-11

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-12

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч. И, Ф.128-11

ТОЛ-СЭЩ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Per. № 32139-06

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

Продолжение таблицы 2

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч. 53, Ф.128-53

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Per. № 1276-59

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-12

ЭНКС-2

Per. №37328-15

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч. 55, Ф.128-55

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 15128-07

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч. 57, Ф.128-57

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 15128-07

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, яч. 27, Ф. 128-27

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1276-59

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.04

Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, яч. 28, Ф. 128-28

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Per. № 1276-59

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-12

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, яч. 32, Ф. 128-32

ТОЛ-СВЭЛ Кл.т. 0,5S Ктт 30/5 Per. № 70106-17

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, яч. 33, Ф. 128-33

тпл

Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Per. №47958-16

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-12

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ПС 110кВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, яч. 39, Ф. 128-39

ТОЛ-СВЭЛ Кл.т. 0,5S Ктт 10/5 Per. № 42663-09

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,8

±5,3

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9
28	ПС ИОкВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 40, Ф. 128-40	ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Per. № 15128-07	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08	ЭНКС-2 Per. №37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,8	±4,1 ±7,1
29	ПС ИОкВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 41, Ф. 128-41	ТОЛ-СЭЩ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Per. №32139-11	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-12		активная реактивная	±1,2 ±2,8	±4,1 ±7,1
30	ПС ИОкВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 42, Ф. 128-42	тпл Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Per. №47958-16	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17		активная реактивная	±1,2 ±2,8	±4,0 ±6,9
31	ПС ИОкВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 43, Ф. 128-43	ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Per. № 1276-59	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,6	±3,1 ±5,6
32	ПС ИОкВГПП-1, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 44, Ф. 128-44	ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Per. № 1276-59	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-12		активная реактивная	±1,2 ±2,8	±4,1 ±7,1
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с							±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 Погрешность в рабочих условиях указана coscp = 0,8 инд 1=0,02(0,05) ТНом и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от - 40 до + 60 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных, при условии, что предприятие-владелец АНИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик. 6 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа. 7 Допускается замена сервера АНИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 9 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

аблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	32
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Г ц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, оС	от +21 до +25
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, Г ц	от 49,5 до 50,5
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС	от -45 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС	от +10 до +30
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС	от -40 до +70
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	24
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	113
- при отключении питания, год, не менее	30
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

- перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

- журнал сервера:

- изменение значений результатов измерений;

- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

- пропадание питания;

- замена счетчика;

- полученные с уровней ИИК «Журналы событий».

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- счетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТЛМ-10	2
Трансформаторы тока измерительные	ТВЛМ-10	2
Трансформаторы тока опорные	ТОП-0,66	6
Трансформаторы тока	ТЛК-СТ	6
Трансформаторы тока проходные	ТПОЛ-10	12

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТОЛ-СВЭЛ	8
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией	ТПЛ-10	12
Трансформаторы тока проходные	ТПЛ-10-М	2
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ-10	4
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-I	6
Трансформаторы тока проходные	ТПЛ	4
Трансформаторы тока измерительные	ТШП-Э	6
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	2
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66	10
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М.01	21
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М.09	4
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М.04	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	5
Блоки коррекции времени	ЭНКС-2	1
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1
Паспорт-формуляр	РЭСС.411711.АИИС. 1109 ПФ	1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СибПромРешения», ООО «МЦМО» уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 01.00324-2011.

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».

Загрузка отзывов...

Нет отзывов

Счёт может быть выставлен как на юридическое лицо так и на физическое.

1. Проверьте комплектность СИ

Мы принимаем на поверку средства измерений в полной комплектации. Удостоверьтесь, что все провода и переходники на месте, иначе мы все равно попросим их привезти, что в итоге увеличит срок проведения поверки.

2. Оцените внешний вид устройства

Прежде чем сдавать СИ на поверку, обязательно очистите его от поверхностных загрязнений. Дополнительно убедитесь, что на приборе нет механических, электрических или тепловых повреждений.

3.Выберите удобный способ доставки СИ

Вы можете лично привезти прибор в нашу лабораторию, и спустя 7-10 дней забрать его обратно. Также возможна доставка транспортной компанией КСЕ. Эта услуга оплачивается дополнительно по тарифам транспортной компании.

Назад к списку