Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности объектов водоснабжения и водоотведения г. Кемерово с Изменениями №1 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) и вторичные измерительные цепи;
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) с программным обеспечением (ПО) «Энергосфера», обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений, устройство синхронизации системного времени (УССВ), устройство сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации и автоматизированный рабочие места персонала (АРМ).
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера ИВК в течение не менее 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии);
- резервирование баз данных на внешних носителях;
- разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- конфигурирование параметров и настроек АИИС КУЭ;
- защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;
- подготовку данных по результатам измерений в XML-формате для их передачи по электронной почте в ПАК АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Кемеровское РДУ, и смежным субъектам с использованием электронной подписи (ЭП);
- ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, УСПД, линии связи, ПК «Энергосфера») на сервере ИВК, УСПД и счетчиках;
- ведение системы единого времени.
Принцип действия:
На первом уровне АИИС КУЭ, для измерительных каналов, первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
На втором уровне АИИС КУЭ УСПД, с периодичностью один раз в 30-минут, осуществляет опрос счетчиков, считывая с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий с помощью GSM сети. Основной канал организован с помощью GPRS соединения. Резервный канал организован с помощью CSD соединения. СБД принимает измерительную информацию от УСПД, производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирует и отправляет отчеты в виде XML-файлов в форматах в соответствии с Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (приложение 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам»).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). СОЕВ формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени.
На уровне ИВК СОЕВ организована с помощью подключенного к серверу УССВ УСВ-3, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени от источника точного времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с.
Знак утверждения типа наносится на титульные листы инструкции по эксплуатации КТС и формуляр типографским способом. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Программное обеспечение
АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения, установленного на сервере баз данных ИВК. В качестве прикладного программного обеспечения используется программный комплекс «Энергосфера», состоящий из средств сбора данных, серверной части, клиентской части и служебных программ.
Серверная часть программного комплекса «Энергосфера» включает в себя базу данных «ЭКОМ», функционирующую под управлением системы управления базами данных MS SQL Server и обеспечивающую хранение результатов измерений, конфигурации АИИС КУЭ и расчетных алгоритмов.
В качестве средства сбора данных используется программное обеспечение «Сервер опроса», обеспечивающее сбор результатов измерений и служебной информации, хранящейся в УСПД.
Клиентское программное обеспечение представлено программами «АРМ Энергосфера», обеспечивающей визуальное представление результатов измерений, и «Центр импорта/экспорта», обеспечивающей автоматический прием и рассылку результатов измерений.
Служебные программы представлены программами «CRQ-интерфейс», обеспечивающий авторизованный доступ к базе данных «ЭКОМ»; «Редактор расчетных схем», обеспечивающей создание структуры объекта учета и редактирование ее параметров; «Консоль администратора», обеспечивающей выполнение задач администрирования базы данных «ЭКОМ».
Идентификационные данные программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в
таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | Программа «Сервер опроса» |
| Идентификационное наименование ПО | pso.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.61.1766 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1891990991 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
| Наименование ПО | Программа «АРМ Энергосфера» |
| Идентификационное наименование ПО | controlage.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.127.1464 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2711635245 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | Программа «CRQ-интерфейс» |
| Идентификационное наименование ПО | crqondb.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.18.229 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3748494916 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда, измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с разделом 4.5. Р 50.2.77-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | УССВ | Сервер БД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ Мирная, РУ 10 кВ, 2 с.ш.10 кВ, яч.18 | ТОЛ-10 УТ2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 6009-77 | НАМИ-10 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 11094-87 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | DEPO X7SB4/E | Активная Реактивная |
| 2 | ПС 110 кВ Мирная, РУ 10 кВ, 5 с.ш.10 кВ, яч.57 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-00 | ЗНОЛП 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 9 | ПС 110 кВ Очистная, ЗРУ 6 кВ №1 ГОСК, 1 с.ш. 6 кВ, Ввод 1 | ТОЛ-10-I 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-07 | НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-00 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 10 | ПС 110 кВ Очистная, ЗРУ 6 кВ №1 ГОСК, 2 с.ш. 6 кВ, Ввод 2 | ТОЛ-10-I 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-07 | НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-00 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 11 | ПС 110 кВ Очистная, ЗРУ 6 кВ №1 ГОСК, 2 с.ш. 6 кВ, яч.10 | ТОЛ-10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-07 | НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-00 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | ПС 110 кВ Водозабор, РУ 10 кВ, 1 с.ш.10 кВ, яч.4 | ТОЛ-10 УТ2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 6009-77 | ЗНОЛ-10 У3 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 51177-12 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | DEPO X7SB4/E | Активная Реактивная |
| 13 | ПС 110 кВ Водозабор, РУ 10 кВ, 2 с.ш.10 кВ, яч.16 | ТОЛ-10 УТ2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 6009-77 | ЗНОЛ-10 У3 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 51177-12 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 14 | ПС 110 кВ Водозабор, РУ 10 кВ, 1 с.ш.10 кВ, яч.10 | ТОЛ-10 УТ2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 6009-77 | ЗНОЛ-10 У3 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 51177-12 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 15 | ПС 110 кВ Водозабор, РУ 10 кВ, 2 с.ш.10 кВ, яч.12 | ТОЛ-10 УТ2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 6009-77 | ЗНОЛ-10 У3 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 51177-12 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 16 | ПС 110 кВ Водозабор, РУ 10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.14 | ТОЛ-10 УТ2 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 6009-77 | ЗНОЛ-10 У3 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 51177-12 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 17 | ПС 110 кВ Водозабор, РУ 10 кВ, 1 с.ш.10 кВ, яч.8 | ТОЛ-10 УТ2 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 6009-77 | ЗНОЛ-10 У3 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 51177-12 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 18 | ПС 110 кВ Восточная, РУ 10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.4 | ТОЛ-10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-07 | ЗНОЛП 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 20 | ПС Весенняя 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.9 | ТЛО-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 25433-11 | НТМИ-10-66 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 831-69 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 21 | ВЛ-10 кВ ф.10-19КС от яч.19 ПС Весенняя 110/35/10 кВ, оп.12, ПКУ-6 | ТОЛ-СЭЩ-10 300/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-11 | ЗНОЛП 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 23544-07; ЗНОЛПМ 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 35505-07 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | DEPO X7SB4/E | Активная Реактивная |
| 22 | Правобережная насосная станциия (ПНС) 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш.10 кВ, яч.7 | ТОЛ 10-1 150/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 | ЗНОЛ.06 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 23 | Правобережная насосная станциия (ПНС) 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш.10 кВ, яч.11 | ТОЛ 10-1 150/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 | ЗНОЛ.06 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 24 | РП-38 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш.10 кВ, яч.3 | ТПОЛ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 | ЗНОЛП 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 25 | РП-38 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш.10 кВ, яч.10 | ТПОЛ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 | ЗНОЛП 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 26 | РУ-6 кВ 3-й Водоподъем, 1 с.ш. 6 кВ, яч.1 | ТПЛ-10-М 150/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-03 | НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 27 | РУ-6 кВ 3-й Водоподъем, 2 с.ш. 6 кВ, яч.6 | ТПЛ-10-М 150/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-03 | НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 28 | РП-24 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш.10 кВ, яч.17 | ТПОЛ-СВЭЛ 200/5, КТ 0,5 Рег. № 45425-10 | НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-00 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | DEPO X7SB4/E | Активная Реактивная |
| 29 | РП-24 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш.10 кВ, яч.14 | ТПОЛ-СВЭЛ 200/5, КТ 0,5 Рег. № 45425-10 | НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-00 | MT КТ 0,5S/1,0 Рег. № 32930-08 | Активная Реактивная |
| 30 | ПС 10 кВ №2, ЗРУ 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 8 | ТОЛ-10-I 100/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 31 | ПС 10 кВ №2, ЗРУ 10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 20 | ТОЛ-10-I 100/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК 1, 2, 9 - 18, 20, 22 - 25, 28 - 31 | ИК 21, 26, 27 |
| 5wa, % | 5wp, % | 5wa, % | 5wp, % |
| 2 | 0,5 | - | - | ±4,9 | ±2,6 |
| 2 | 0,8 | - | - | ±2,7 | ±4,0 |
| 2 | 0,865 | - | - | ±2,4 | ±4,9 |
| 2 | 1 | - | - | ±1,9 | - |
| 5 | 0,5 | ±5,5 | ±2,8 | ±3,1 | ±1,9 |
| 5 | 0,8 | ±3,0 | ±4,5 | ±1,9 | ±2,7 |
| 5 | 0,865 | ±2,6 | ±5,5 | ±1,7 | ±3,2 |
| 5 | 1 | ±2,0 | - | ±1,4 | - |
| 20 | 0,5 | ±3,1 | ±1,9 | ±2,4 | ±1,7 |
| 20 | 0,8 | ±1,9 | ±2,7 | ±1,6 | ±2,2 |
| 20 | 0,865 | ±1,7 | ±3,2 | ±1,5 | ±2,5 |
| 20 | 1 | ±1,4 | - | ±1,3 | - |
| 100 - 120 | 0,5 | ±2,4 | ±1,7 | ±2,4 | ±1,7 |
| 100 - 120 | 0,8 | ±1,6 | ±2,2 | ±1,6 | ±2,2 |
| 100 - 120 | 0,865 | ±1,5 | ±2,5 | ±1,5 | ±2,5 |
| 100 - 120 | 1 | ±1,3 | - | ±1,3 | - |
| Предел допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания:
1 6wa, % - границы допускаемой относительной погрешности ИК, при измерении
активной энергии в рабочих условиях применения;
2 6wP, % - границы допускаемой относительной погрешности ИК, при измерении реактивной энергии в рабочих условиях применения;
3 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
4 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cоsф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;
6 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик;
7 Допускается замена УСПД на аналогичное, утвержденного типа;
8 Допускается замена УССВ на аналогичное, утвержденного типа;
9 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений;
10 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 24 |
| Нормальные условия: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - Частота, Гц - коэффициент мощности cоsф - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности cоsф - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды для ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +50 от -45 до +40 от -45 до +70 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики МТ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1700000 2 |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД ЭКОМ-3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ (УСВ-3): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 220000 2 75000 24 45000 1 70000 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, суток, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление | 45 10 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| за месяц по каждому каналу, суток, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи со счетчиками;
- резервирование используемых серверов.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок;
УСПД;
УССВ;
сервера;
- защита информации на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерение приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция
автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (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 АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 20 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМ | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-10 У3 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 УТ2 | 14 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 8 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-1 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 4 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-СВЭЛ | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | МТ | 22 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | Программа «Сервер опроса» | |
| Программное обеспечение | Программа «АРМ Энергосфера» | 1 |
| Программное обеспечение | Программа «CRQ-интерфейс» | |
| Сервер БД | DEPO X7SB4/E | 1 |
| Формуляр | СЦЭ.425210.001.ФО | 1 |
| Инструкция по эксплуатации КТС | СЦЭ.425210.001.ИЭ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности объектов водоснабжения и водоотведения г. Кемерово. Свидетельство об аттестации методики измерений №126-01.00249-2012 от 13.04.2012 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23.07.2021 г. № 1436 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электроэнергетических величин в диапазоне от 1 до 2500 Гц».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31.07.2018 г. № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».
