Untitled document

Приложение к свидетельству № 44790

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» предназначена

для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, времени.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» представляет собой

двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выпол-

нения измерений активной и реактивной электрической энергии.

АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» решает следующие за-

дачи:

– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-

трической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной

мощности;

– периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

календарному времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значени-

ях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о со-

стоянии средств измерений;

– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз

данных) и от несанкционированного доступа;

– передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пен-

зенская Горэлектросеть» и автоматизированные рабочие места (АРМы);

– предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии

средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,

паролей и т.п.);

– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных

средств АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ «Горводоканал»

ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»

– ведение времени (коррекция времени) в АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензен-

ская Горэлектросеть».

Структурная схема АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»

приведена на рис. 1.

АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» включает в себя сле-

дующие уровни.

Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя

измерительные трансформаторы напряжения и тока, счётчики активной и реактивной электри-

ческой энергии и мощности по каждому присоединению (измерительному каналу). Конкретные

типы и обозначения документации, которой они соответствуют приведены в таблице 2.

На структурной схеме трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и счетчики соответ-

ственно обозначены: ТТ, ТН и Whn (n принимает значение от 1 до 18).

Лист № 2

Всего листов 11

Рис. 1 Структурная схема АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»

Лист № 3

Всего листов 11

Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя

серверы (основной и резервный), рабочие станции (АРМ), технические средства организации

каналов связи. В АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» имеются три

разновидности каналов: внутренние каналы связи; каналы связи между серверами и ИИК; кана-

лы связи между серверами и внешними субъектами, в качестве которых могут быть, например,

РДУ и КО.

Внутренние каналы связи – это каналы между серверами и АРМами. Тип каналов

TCP/IP Ethernet и реализованы они с помощью коммутатора Cisco 2960-24, а в качестве среды

передачи данных используется «витая пара».

Каналы связи между серверами и ИИК со стороны серверов реализованы с помощью

того же самого коммутатора Cisco 2960-24, коммуникационного сервера Moxa NPort 5410,

GSM/GPRS модема Cinterion MC52i Terminal, а со стороны ИИК с каждой из групп ИИК реали-

зованы с помощью преобразователя интерфейсов (RS-485 в RS-232) ADAM-4520 и GSM/GPRS

модема Digital Angel Multi-SIM MC52i2 (может работать с двумя SIM-картами). В качестве сре-

ды передачи данных используется система сотовой связи. С каждой из групп ИИК реализовано

по два канала связи (основной и резервный), причем могут быть использованы разные операто-

ры сотовой связи.

Связь между серверами и внешними субъектами реализована через интернет. Для вы-

хода в интернет используются два канала – основной и резервный. Основной канал реализован

как непосредственный выход через коммутатор Cisco 2960-24 на каналообразующее оборудо-

вание провайдера. Резервный канал реализован как выход через коммутатор Cisco 2960-24 и

маршрутизатор DIR-456 в 3G сеть оператора сотовой связи, через которую и осуществляется

работа в сети интернет.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях АИИС

КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» и выполняет законченную функцию

измерений времени и интервалов времени. В качестве задатчика точного времени используется

радиосервер точного времени РСТВ-01 (№40586-09 в Государственном реестре средств изме-

рений) модификации РСТВ-01-01, синхронизирующий свое время от сигналов систем

ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация времени серверов и компьютеров АРМ осуществляется по ка-

налу TCP/IP Ethernet через коммутатор Cisco 2960-24 по NTP протоколу. Синхронизация вре-

мени счетчиков осуществляется активным сервером не чаще одного раза в сутки по тем же ка-

налам, что и обмен данными при расхождении времени счетчика и сервера более 3-х секунд

(параметр задается при конфигурировании системы). Проверка расхождения осуществляется

при каждом сеансе связи со счетчиком, согласно заданному расписанию.

Формирование алгоритма коммутации через коммутатор Cisco 2960-24 осуществляется

с помощью маршрутизатора Cisco 1811/K9.

Аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (транс-

форматоров тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики элек-

трической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифро-

вой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерений в счетчиках

электрической энергии осуществляется микроконтроллером, который реализует алгоритмы в

соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память.

Результаты преобразований приращений электрической энергии, присутствующей на

входе счетчика, по цифровым каналам связи со счетчиков электрической энергии по запросу

передаются в форме профиля мощности в сервер ИВК, который производит преобразование

этих данных с целью приведения их значений к точкам измерений и формирует архив. Кроме

того сервер ИВК осуществляет формирование учетных показателей в точках поставки электри-

ческой энергии и формирует архив.

На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа применя-

ются следующие меры:

– пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и на-

пряжения;

Лист № 4

Всего листов 11

– пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;

– пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу

RS-485;

– размещением каналообразующей аппаратуры уровня ИИК в металлическом шкафу,

оборудованном замковым устройством.

На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих меро-

приятий:

– пломбированием сервера пломбами собственника системы и энергосбытовой органи-

зации;

– размещением технических средств уровня ИВК в серверном шкафу и шкафу канало-

образующей аппаратуры, оборудованными замковыми устройствами;

– установление учетных записей пользователей и паролей доступа к cерверу АИИС

КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»;

– защита операционной системы cервера АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензен-

ская Горэлектросеть» обеспечивается средствами операционной системы.

Защита баз данных осуществляется средствами установленной системы управления ба-

зами данных.

Данные измерений в ИАСУ КУ ОАО «АТС» передаются в виде документа, подлин-

ность которого подтверждается электронной цифровой подписью.

В счетчиках электрической энергии и в серверах ИВК ведутся журналы событий о кри-

тичных взаимодействиях объекта контроля и АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская

Горэлектросеть», а также оператора (или иного лица) и АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пен-

зенская Горэлектросеть».

Программное обеспечение

Программное обеспечение АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектро-

сеть» состоит из стандартного и специализированного программных пакетов.

Стандартный программный пакет, применяемый для организации сервера и рабочей

станции АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» использует программ-

ные продукты в составе:

– операционные системы «Windows Server», «Windows XP;

– СУБД «MS SQL Server»;

– пакет «MS Office».

Специализированный программный комплекс «Энергосфера».

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспече-

ния приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения

Наименова-

ние про-

граммы

Идентификацион-

ное наименование

программного

обеспечения

PSO.exe

6.5.32.1695

MD5

Номер версии

(идентификаци-

онный номер)

программного

обеспечения

Алгоритм вычисле-

ния цифрового

идентификатора

программного обес-

печения

Сервер

опроса

Цифровой идентифика-

тор программного

обеспечения (кон-

трольная сумма испол-

няемого кода)

0b6eef60aa12c994a782b

a2fe8d7fc25

Влияние программного обеспечения на суммарную относительную погрешность ИК

оценивается относительной погрешностью ИВК при переводе числа импульсов в единицы из-

меряемой физической величины, вычислении и округлении, пределы которой составляют ± 0,01 %.

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-

ний соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Лист № 5

Всего листов 11

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характе-

ристики приведены в таблице 2.

Номинальная функция преобразования измерительных каналов при измерении:

– электроэнергии

(

)

ТН

ТТ

– мощности

(

)

ТН

ТТ

Вид электро-

энергии

Погреш-

ность,

СЭТ-4ТМ.03М

где: N – число импульсов в регистре профиля мощнсти электросчетчика, имп;

А – постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт∙ч (квар∙ч);

тн

– коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);

тт

– коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ);

Вид

– время интегрирования, мин.

Таблица 2

Канал измеренийСредство измерений

Классточности,

Номер НаименованиеКоэффициент

ИКприсоединения

трансформации,

№ГосреестраСИ

Фаза

Обозначение

КлТ=0,5

2611-70

(1)

«Водозабор»

чик36697-08

123456

КлТ=0,5 A ТПОЛ 10

ТТКтт=600/5B–

ПС 110/10/6 кВ

1261-02

CТПОЛ 10

ЗРУ-6кВ яч.№6 ТН

Ктн=6000/100

НТМИ-6-66

Счет- КлТ=0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03М

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

КлТ=0,5

2611-70

(1)

«Водозабор»

КлТ=0,2AТПЛ-10

ТТКтт=400/5B –

ПС 110/10/6 кВ

1276-59

CТПЛ-10

РУ

-6кВ яч.№7

ТН

Ктн=6000/100B

НТМИ-6-66

чик36697-08

Счет- КлТ=0,2S/0,5

ЭТ-4ТМ.03М

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 1,3;

2.а.о

= ± 0,9;

1.р.о

= ± 1,8;

2.р.о

= ± 1,4;

1.а.р

= ± 1,5;

2.а.р

= ± 1,2;

1.р.р

= ± 2,5;

2.р.р

= ± 2,2.

КлТ=0,5

2611-70

(1)

«Водозабор»

КлТ=0,2AТПЛ-10

ТТКтт=400/5B –

ПС 110/10/6 кВ

1276-59

CТПЛ-10

РУ

-6кВ яч.№8

ТН

Ктн=6000/100B

НТМИ-6-66

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 1,3;

2.а.о

= ± 0,9;

1.р.о

= ± 1,8;

2.р.о

= ± 1,4;

1.а.р

= ± 1,5;

2.а.р

= ± 1,2;

1.р.р

= ± 2,5;

2.р.р

= ± 2,2.

Лист № 6

Всего листов 11

Продолжение таблицы 2

СЭТ-4ТМ.03М

КлТ=0,5

2611-70

AТПОЛ 10

B –

CТПОЛ 10

НТМИ-6-66

(2)

234

КлТ=0,5

ТТКтт=600/5

ПС 110/10/6 кВ

1261-02

«Водозабор»

ЗРУ-6кВ яч.№10 ТН

Ктн=6000/100

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

КлТ=0,5

ТТКтт=400/5

1856-63

2611-70

AТВЛМ-10

B –

CТВЛМ-10

НТМИ-6-66

(2)

«Водозабор»

ПС 110/10/6 кВ

КлТ=0,5

ЗРУ-6кВ яч.№12 ТН

тн=6000/100

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

КлТ=0,2

ТТКтт=400/5

1276-59

2611-70

АТПЛ-10

В –

СТПЛ-10

НТМИ-6-66

(2)

«Водозабор»

ПС 110/10/6 кВ

КлТ=0,5

ЗРУ-6кВ яч.№13

ТН

тн=6000/100

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 1,3;

2.а.о

= ± 0,9;

1.р.о

= ± 1,8;

2.р.о

= ± 1,4;

1.а.р

= ± 1,5;

2.а.р

= ± 1,2;

1.р.р

= ± 2,5;

2.р.р

= ± 2,2.

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

КлТ=0,5

ТТКтт=400/5

1856-63

2611-70

AТВЛМ-10

B –

CТВЛМ-10

НТМИ-6-66

(2)

«Водозабор»

ПС 110/10/6 кВ

КлТ=0,5

ЗРУ-6кВ яч.№16

ТН

тн=6000/100

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

КлТ=0,5

ТТКтт=400/5

2473-00

831-53

AТЛМ-10

B –

CТЛМ-10

НТМИ-10

(1)

«КОС»

ПС 110/10

КлТ=0,5

ЗРУ-10кВ яч.№3

ТН

Ктн=10000/100

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

КлТ=0,5

ТТКтт=400/5

7069-02

831-53

AТОЛ10

B –

CТОЛ10

НТМИ-10

(1)

«КОС»

ПС 110/10

КлТ=0,5

ЗРУ-10кВ яч.№4

ТН

Ктн=10000/100

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

Лист № 7

Всего листов 11

Продолжение таблицы 2

СЭТ-4ТМ.03М

234

КлТ=0,5

ТТКтт=400/5

7069-02

831-53

AТОЛ10

B –

CТОЛ10

НТМИ-10

(1)

«КОС»

ПС 110/10

КлТ=0,5

ЗРУ-10кВ яч.№5 ТН

Ктн=10000/100

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

КлТ=0,5

831-53

AТОЛ10

B –

CТОЛ10

НТМИ-10

(2)

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

КлТ=0,5

ТТКтт=200/5

ПС 110/10

7069-02

«КОС»

ЗРУ-10кВ яч.№8

ТН

Ктн=10000/100

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

КлТ=0,5

ТТКтт=300/5

7069-02

831-53

AТОЛ10

B –

CТОЛ10

НТМИ-10

(2)

«КОС»

ПС 110/10

КлТ=0,5

ЗРУ-10кВ яч.№9 ТН

Ктн=10000/100

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

ТН

AТОЛ10

B –

CТОЛ10

НТМИ-10

(2)

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

AТПЛМ-10

B –

CТПЛМ-10

НТМИ-6-66

(3)

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

ТН

AТПЛМ-10

B –

CТПЛМ-10

НТМИ-6-66

(3)

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

КлТ=0,5

ТТКтт=400/5

ПС 110/10

7069-02

«КОС»

КлТ=0,5

ЗРУ-10кВКтн=10000/100

яч.№10

831-53

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

КлТ=0,5

ТТКтт=150/5

ПС «НСВ Водо-

2363-68

забор » КлТ=0,5

РУ-2 ЗРУ-6кВ

ТН Ктн=6000/100

яч.№26 2611-70

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

КлТ=0,5

ТТКтт=150/5

ПС «НСВ Водо-

2363-68

забор » КлТ=0,5

РУ-2 ЗРУ-6кВ Ктн=6000/100

яч.№30 2611-70

Счет- КлТ=0,2S/0,5

чик36697-08

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

Лист № 8

Всего листов 11

Продолжение таблицы 2

СЭТ-4ТМ.03М

123

ТН

AТПЛМ-10

B –

CТПЛМ-10

НТМИ-6-66

(3)

ТТ

ПС «НСВ Водо-

забор »

16РУ-2 ЗРУ-6кВ

яч.№31

Счет-

чик

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

ТН

AТПЛ-10

B –

CТПЛ-10

НТМИ-6-66

(4)

ТТ

ПС 35/6 кВ «Ли-

тейная (Компрес-

17сорный з-д)»

ЗРУ-6кВ яч.№1

Счет-

чик

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

ТН

AТПОЛ 10

B –

CТПОЛ 10

НТМИ-6-66

(5)

ТТ

ПС 35/6 кВ «Ли-

тейная (Компрес-

18сорный з-д)»

ЗРУ-6кВ яч.№19

Счет-

чик

КлТ=0,5

Ктт=150/5

2363-68

КлТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КлТ=0,2S/0,5

36697-08

КлТ=0,5

Ктт=400/5

1276-59

КлТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КлТ=0,2S/0,5

36697-08

КлТ=0,5

Ктт=600/5

1261-02

КлТ=0,5

Ктн=6000/100

2611-70

КлТ=0,2S/0,5

36697-08

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,3;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,9;

1.а.р

= ± 2,6;

2.а.р

= ± 1,5;

1.р.р

= ± 4,1;

2.р.р

= ± 2,6.

В таблице 2 в графе 8 приведены границы допускаемой относительной погрешности

при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:

1.а.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-

ской энергии при I = 0,1·I

ном

для cosφ = 0,8;

2.а.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-

ской энергии при I = I

ном

для cosφ = 0,8;

1.р.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-

ской энергии при I = 0,1·I

ном

для sinφ = 0,6;

2.р.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-

ской энергии при I = I

ном

для sinφ = 0,6;

1.а.р

– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии

в рабочих условиях применения при I = 0,1·I

ном

для cosφ = 0,8;

2.а.р

– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии

в рабочих условиях применения при I = I

ном

для cosφ = 0,8;

1.р.р

– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-

гии при в рабочих условиях применения I = 0,1·I

ном

для sinφ = 0,6;

2.р.р

– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-

гии в рабочих условиях применения при I = I

ном

для sinφ = 0,6;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.

Нормальные условия применения:

– температура окружающего воздуха, °С21 … 25; –

относительная влажность воздуха, %30 … 80; –

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

– напряжение питающей сети переменного тока, В215,6 … 224,4;

Лист № 9

Всего листов 11

49,85 … 50,15;

0,05.

198 … 242

49 … 51

trial 40 … 50

10 … 50

– частота питающей сети переменного тока, Гц

– индукция внешнего магнитного поля, мТл не более

Рабочие условия применения:

– напряжение питающей сети переменного тока, В

– частота питающей сети, Гц

– температура (для ТН и ТТ), °С

– температура (для счетчиков)

– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего

и вспомогательного оборудования), °С

– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл

Среднее время наработки на отказ

Средний срок службы

15 … 40

0 … 0,5

1200 ч

15 лет

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место на-

несения – вверху, справа) эксплуатационной документации АИИС КУЭ «Горводоканал»

ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»

Комплектность средства измерений

В комплект АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» входят тех-

нические средства и документация, представленные в таблицах 3 и 4 соответственно.

Таблица 3 – Технические средства

№НаименованиеОбозначениеКол-во

1 Трансформатор тока

2 Трансформатор тока

3 Трансформатор тока

4 Трансформатор тока

5 Трансформатор тока

6 Трансформатор тока

7 Трансформатор напряжения

8 Трансформатор напряжения

9 Счётчик электрической энергии

ТПОЛ 10 6

ТПЛ-10 8

ТВЛМ-10 4

ТЛМ-10 2

ТОЛ10 10

ТПЛМ-10 6

НТМИ-6-66 5

НТМИ-10 2

СЭТ-4ТМ.03М 18

10 GSM-модем

11 Антенна

12 Преобразователь RS-232 to RS-422/485

13 Блок питания 12В, 2A

14 Сетевой фильтр MC1206DIN

15 GSM-модем

16 Асинхронный коммуникационный сервер

17 Маршрутизатор

18 Маршрутизатор

19 Коммутатор

20 Сервер

21 АРМ

22 Радиосервер точного времени

23 Источник бесперебойного питания

24 Термостат

Digital Angel Multi-SIM4

MC35i2

Triada-MA 9774

ADAM- 45204

MeanWeal4

MC1206DIN4

Cinterion MC52i Terminal2

MOXA Nport 54101

D-Link DIR-4561

Cisco 1811/K91

Cisco 2960-241

IBM System x3650 M32

ASUS K52F2

РСТВ-01-011

APC Smart-UPS 1000VA1

USB & Serial RM 2U

Rittal8

Лист № 10

Всего листов 11

Таблица 4 – Документация

№НаименованиеКол-во

1 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого 1