| Номер в госреестре | 86770-22 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДМЗ" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Рустех" (ООО "Рустех"), Ивановская обл., г. Иваново |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДМЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) №№ 1-6, АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя коммуникационный сервер (КС) ПАО «Россети Московский регион», серверы базы данных (СБД) ПАО «Россети Московский регион», сервер АО «ДМЗ», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройства синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
ИК №№ 7, 8 АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
Первый уровень - ИИК, включающие в себя ТН, ТТ, счетчики, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - ИВК, включающий в себя сервер АО «ДМЗ», АРМ, УСВ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
Всего листов 10 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 мин.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электрической энергии ИК №№ 1-6 и считывают 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
КС ПАО «Россети Московский регион» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД ИК №№ 1-6 и считывает 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счетчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных и передаются в СБД ПАО «Россети Московский регион».
Сервер АО «ДМЗ» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 7,8 и считывает 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
СБД ПАО «Россети Московский регион» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации, формирование, хранение, оформление отчетных документов.
Измерительные данные от СБД ПАО «Россети Московский регион» по запросу, но не реже одного раза в сутки, поступают на сервер АО «ДМЗ», в том числе с возможным использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML.
От сервера АО «ДМЗ» информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят УСВ, часы счетчиков, УСПД, КС ПАО «Россети Московский регион», СБД ПАО «Россети Московский регион», сервера АО «ДМЗ».
Сравнение показаний часов КС ПАО «Россети Московский регион» и УСВ происходит непрерывно. Синхронизация часов КС ПАО «Россети Московский регион» и УСВ осуществляется при расхождении показаний часов на ±2 с.
Сравнение показаний часов сервера АО «ДМЗ» и УСВ происходит один раз в час. Синхронизация часов сервера АО «ДМЗ» и УСВ осуществляется независимо от показаний часов сервера АО «ДМЗ» и УСВ.
Сравнение показаний часов УСПД и КС ПАО «Россети Московский регион» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и КС ПАО «Россети Московский регион» осуществляется при расхождении показаний более, чем на ±2 с.
Лист № 3
Всего листов 10
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1-6 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний более, чем на ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 7,8 и сервера АО «ДМЗ» осуществляется не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и сервера АО «ДМЗ» осуществляется при расхождении показаний более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД, КС ПАО «Россети Московский регион», СБД ПАО «Россети Московский регион», сервера АО «ДМЗ» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001, указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДМЗ».
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «АльфаЦЕНТР».
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Сервер АО «ДМЗ» | |
| Наименование ПО | «Пирамида 2000» |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c3 91 d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | Verify-Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Наименование ПО | «АльфаЦЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
| №ИК | Наименование ИК | Состав ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ Демихово, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.8 Ф.102 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | СБД ПАО «РОССЕТИ МОСКОВСКИЙ РЕГИОН», КС ПАО «РОССЕТИ МОСКОВСКИЙ РЕГИОН», сервер АО «ДМЗ»УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 2 | ПС 110 кВ Демихово, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.3, Ф.104; | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 2363-68 | НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | ||
| 3 | ПС 110 кВ Демихово, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.12, Ф.201 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1000/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | ||
| 4 | ПС 110 кВ Демихово, РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.28, Ф.301 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | ||
| 5 | ПС 110 кВ Демихово, РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.32, Ф.402 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | ||
| 6 | ПС 110 кВ Демихово, РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.34, Ф.404 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.1 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1261-02 | ЗНИОЛ кл.т. 0,5 кт.н. (6000/V3)/(100/V3) Рег. № 25927-03 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№27524-04 | ! | сервер АО «ДМЗ» УСВ-2 Рег. № 82570-21 |
| 8 | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.8 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 1261-08 | ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 кт.н. (6000/V3)/(100/V3) Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№27524-04 | ||
| Примечания 1. Допускается замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 2. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 3. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная. | ||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cosф | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм<1 20 % | I20 %<Iизм<I100% | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,5 | 1,2 | |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,8 | 2,0 | |
| 3-5 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,2 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,3 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 | |
| 6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 | |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,9 | 2,2 | |
| 7-8 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,2 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,3 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 | |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | coscp | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<I100% | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-2 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,8 | - | 4,5 | 2,4 | 1,9 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,7 | 1,4 | |
| 3-5 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,6 | 2,6 | 2,1 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,8 | 1,5 | |
| 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,9 |
| 0,5 | - | 2,5 | 1,5 | 1,2 | |
| 7-8 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,6 | 2,6 | 2,1 |
| 0,5 | - | 2,9 | 1,8 | 1,5 | |
| Номер ИК | coscp | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<I100% | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1-2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | 2,1 | 1,6 | 1,5 |
| 0,8 | - | 3,1 | 2,0 | 1,7 | |
| 0,5 | - | 5,6 | 3,1 | 2,4 | |
| 3-5 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 2,2 | 1,7 | 1,6 |
| 0,8 | - | 3,2 | 2,1 | 1,8 | |
| 0,5 | - | 5,7 | 3,3 | 2,6 | |
| 6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,4 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 | |
| 7-8 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 2,2 | 1,7 | 1,6 |
| 0,8 | - | 3,2 | 2,1 | 1,8 | |
| 0,5 | - | 5,7 | 3,3 | 2,6 | |
| Номер ИК | coscp | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<I100% | I100 %<Iизм<I120% | ||
| 1-2 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,8 | - | 5,4 | 3,9 | 3,6 |
| 0,5 | - | 4,0 | 3,4 | 3,3 | |
| 3-5 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 5,5 | 4,0 | 3,7 |
| 0,5 | - | 4,0 | 3,4 | 3,3 | |
Лист № 7
Всего листов 10
Продолжение таблицы 3_____________________________________________________________
| Номер ИК | coscp | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм<1 20 % | I20 %<1изм<1100% | I100 %<1изм<1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,6 | 2,8 | 2,3 |
| 0,5 | - | 2,8 | 1,9 | 1,7 | |
| 7-8 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 5,1 | 3,0 | 2,5 |
| 0,5 | - | 3,5 | 2,3 | 2,1 | |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени | |||||
| Примечан ия 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от I2%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Г ц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии | от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
| Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Г ц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для сервера, УССВ ИВК | от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 (рег.№27524-04): - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№36697-08): - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№36697-17): - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД устройство сбора и передачи данных RTU-327: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 350000 |
| УССВ ИВК устройство синхронизации времени УСВ-3: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 45000 |
| УССВ ИВК устройство синхронизации времени УСВ-2: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 35000 |
| Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 5 |
| ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока проходной с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 12 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНИОЛ | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 6 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 шт. |
| У стройство синхронизации системного времени на уровне ИВК | УСВ-2 | 1 шт. |
| У стройство синхронизации системного времени на уровне ИВК | УСВ-3 | 1 шт. |
| Формуляр | РТ.7731411714. 424179.45 ПФ | 1 экз. |
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДМЗ»», аттестованной ООО «ЭнерТест», регистрационный номер в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311723.
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
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;
Лист № 10
Всего листов 10
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 26.11.2024 |
