Номер по Госреестру СИ: 65775-16
65775-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (АБИ Групп)
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (АБИ Групп) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli- ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
Cal- cLosses.dll |
Metrol-ogy.dll |
Parse- Bin.dll |
Par- seIEC.dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePira mida.dll |
Synchro- NSI.dll |
VerifyTi- me.dll |
Номер версии (иден- | ||||||||||
тификационный но- |
3 | |||||||||
мер) ПО | ||||||||||
e55712d0b |
b1959ff70 |
d79874d1 |
52e28d7b |
6f557f885 |
48e73a92 |
c391d642 |
ecf53293 |
530d9b01 |
1ea5429b | |
Цифровой иденти- |
1b219065 |
be1eb17c8 |
0fc2b156a |
608799bb |
b7372613 |
83d1e664 |
71acf405 |
5ca1a3fd |
26f7cdc2 |
261fb0e2 |
фикатор ПО |
d63da9491 |
3f7b0f6d4 |
0fdc27e1c |
3ccea41b |
28cd7780 |
94521f63 |
5bb2a4d3 |
3215049a |
3ecd814c |
884f5b35 |
14dae4 |
a132f |
a480ac |
548d2c83 |
5bd1ba7 |
d00b0d9f |
fe1f8f48 |
f1fd979f |
4eb7ca09 |
6a1d1e75 | |
Алгоритм вычисле- | ||||||||||
ния цифрового иден- |
MD5 | |||||||||
тификатора ПО |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе 17254302.384106.011.И3 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РГМЭК» (АБИ Групп). Руководство пользователя».
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (АБИ Групп)
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 65775-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК » (АБИ Групп). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» в ноябре 2016 г.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - в соответствии
с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - в соответствии
с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом
ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом ВЛСТ 230.00.000 И1
«Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Основные средства поверки:
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод .314): диапазон измерений температуры
от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго » (ООО «Альфа-Энерго») ИНН: 7707798605
Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1
Тел.: (499) 917-03-54
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергоинтеграция» (ООО «Энергоинтеграция»)
Адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д.1, стр.6
Тел.: (495) 665-82-06; E-mail: energo-in@inbox.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации метрологии и испытаний в Рязанской области» (ФБУ «Рязанский ЦСМ») Адрес: 390011, г. Рязань, Старообрядческий проезд, д. 5
Тел/факс: (4912)55-00-01/44-55-84; E-mail: asu@rcsm-ryazan.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2 (рег. № 41681-10), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН ТС65, далее информация передаётся по каналу связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных
Лист № 2 Всего листов 11 документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
Передача информации в ПАК АО «АТС » за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Владимирское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не более ±10 мкс.
Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время с УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) не более ±3 с/сут.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счётчиками. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчиков и часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» на величину более ±1 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Лист № 10 Всего листов 11 Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тип компонента |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
9 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПК-10 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
2 |
Трансформаторы тока |
ТЛК-10-5 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНИОЛ |
6 |
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06 |
9 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
12 |
У стройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Комплексы информационно-вычислительные |
ИКМ-Пирамида |
1 |
Методика поверки |
- |
1 |
Паспорт-формуляр |
17254302.384106.011.ФО |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2 (рег. № 41681-10), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН ТС65, далее информация передаётся по каналу связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных
Лист № 2 Всего листов 11 документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
Передача информации в ПАК АО «АТС » за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Владимирское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не более ±10 мкс.
Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время с УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) не более ±3 с/сут.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счётчиками. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчиков и часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» на величину более ±1 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli- ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
Cal- cLosses.dll |
Metrol-ogy.dll |
Parse- Bin.dll |
Par- seIEC.dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePira mida.dll |
Synchro- NSI.dll |
VerifyTi- me.dll |
Номер версии (иден- | ||||||||||
тификационный но- |
3 | |||||||||
мер) ПО | ||||||||||
e55712d0b |
b1959ff70 |
d79874d1 |
52e28d7b |
6f557f885 |
48e73a92 |
c391d642 |
ecf53293 |
530d9b01 |
1ea5429b | |
Цифровой иденти- |
1b219065 |
be1eb17c8 |
0fc2b156a |
608799bb |
b7372613 |
83d1e664 |
71acf405 |
5ca1a3fd |
26f7cdc2 |
261fb0e2 |
фикатор ПО |
d63da9491 |
3f7b0f6d4 |
0fdc27e1c |
3ccea41b |
28cd7780 |
94521f63 |
5bb2a4d3 |
3215049a |
3ecd814c |
884f5b35 |
14dae4 |
a132f |
a480ac |
548d2c83 |
5bd1ba7 |
d00b0d9f |
fe1f8f48 |
f1fd979f |
4eb7ca09 |
6a1d1e75 | |
Алгоритм вычисле- | ||||||||||
ния цифрового иден- |
MD5 | |||||||||
тификатора ПО |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро энергии |
Метрологические характеристики ИК* | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС «ВЭМЗ» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш., Ф.782 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 24824 Зав. № 24064 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № РПДВ Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101867 Рег. № 36697-08 |
ИВК «ИКМ- Пирамида» Зав. № 395 Рег. № 45270-10 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
2 |
ПС «ВЭМЗ» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 6 с.ш., Ф.778 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 19055 Зав. № 19056 Зав. № 19059 Рег. № 25433-07 |
ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4775 Зав. № 4779 Зав. № 4764 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101841 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТЛО-10 |
ЗНОЛП-6 | |||||||
ПС «ВЭМЗ» |
Кл.т. 0,5S 400/5 |
Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101861 |
Актив- |
1,1 |
3,0 | ||
3 |
110/6 кВ, |
Зав. № 19058 |
Зав. № 4148 |
ная | ||||
РУ-6 кВ, |
Зав. № 19057 |
Зав. № 4827 |
Реактивная |
2,3 |
4,7 | |||
5 с.ш., Ф .783 |
Зав. № 19060 |
Зав. № 4791 |
Рег. № 36697-08 | |||||
Рег. № 25433-07 |
Рег. № 23544-07 | |||||||
4 |
ПС «ВЭМЗ» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш., Ф .748 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 23217 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 68711 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101842 |
Активная |
1,0 |
2,9 | |
Зав. № 23248 |
ИВК «ИКМ- |
Реак- |
2,0 |
4,6 | ||||
Рег. № 1261-59 |
Рег. № 11094-87 |
Рег. № 36697-08 |
Пирамида» Зав. № 395 |
тивная | ||||
ТПЛМ-10 | ||||||||
ПС «ВЭМЗ» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш., Ф .708 |
Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
Рег. № 45270-10 |
Актив- | ||||
400/5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 |
ная |
1,0 |
2,9 | ||||
5 |
Зав. № 32986 Зав. № 39209 |
НАМИ-10 |
Зав. № 0809163002 |
Реак- |
2,0 |
4,6 | ||
Рег. № 2363-68 |
Кл.т. 0,2 6000/100 |
Рег. № 36697-12 |
тивная | |||||
ПС «ВЭМЗ» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш., Ф.721 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 |
Зав. № 68710 |
СЭТ-4ТМ.03М |
Актив- | ||||
600/5 |
Рег. № 11094-87 |
Кл. т. 0,2S/0,5 |
ная |
1,0 |
2,9 | |||
6 |
Зав. № 6963 Зав. № 22543 |
Зав. № 0809161226 |
Реак- |
2,0 |
4,6 | |||
Рег. № 1261-59 |
Рег. № 36697-12 |
тивная | ||||||
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
РП-6 кВ, |
ТПК-10 Кл.т. 0,5 1000/5 |
ЗНИОЛ-6 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 0553 Зав. № 0080 Зав. № 0555 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
Активная |
1,1 |
3,0 | ||
7 |
РУ-6 кВ, |
Зав. № 01263 |
Зав. № 0809161167 | |||||
1 с . ш ., яч .16 |
Зав. № 01250 |
Реак- |
2,3 |
4,7 | ||||
Рег. № 36697-12 |
тивная | |||||||
Рег. № 22944-02 |
Рег. № 25927-03 | |||||||
РП-6 кВ, |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 |
ЗНИОЛ-6 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 0007 Зав. № 0012 Зав. № 0011 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
ИВК «ИКМ- Пирамида» Зав. № 395 |
Активная |
1,1 |
3,0 | |
8 |
РУ-6 кВ, |
Зав. № 3577 |
Зав. № 0809161211 | |||||
2 с. ш ., яч .6 |
Зав. № 3654 |
Рег. № 36697-12 |
Рег. № 45270-10 |
Реактивная |
2,3 |
4,7 | ||
Рег. № 1261-02 |
Рег. № 25927-03 | |||||||
9 |
ПС «Тракторная» 110/6кВ, |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 3947 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 68713 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0809162462 |
Активная |
1,0 |
2,9 | |
ЗРУ-6кВ, |
Зав. № 3950 |
Реак- |
2,0 |
4,6 | ||||
4 с.ш., Ф .662 |
Рег. № 15128-03 |
Рег. № 11094-87 |
Рег. № 36697-12 |
тивная | ||||
10 |
ПС «Тракторная» 110/6кВ, |
ТЛК-10-5 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 01589 |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 1549 Зав. № 1550 Зав. № 1260 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0809162994 |
ИВК «ИКМ- Пирамида» Зав. № 395 |
Активная |
1,1 |
3,0 |
ЗРУ-6кВ, |
Зав. № 02195 |
Реак- |
2,3 |
4,7 | ||||
6 с . ш ., Ф .694 |
Рег. № 36697-12 |
Рег. № 45270-10 |
тивная | |||||
Рег. № 9143-01 |
Рег. № 3344-04 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
11 |
ПС «Трак торная» 110/6кВ, ЗРУ-6кВ, 5 с.ш., Ф .607 |
ТЛК-10-5 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 08905 Зав. № 08909 Рег. № 9143-01 |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 12161 Зав. № 12162 Зав. № 12163 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0809161107 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
12 |
ПС «Трак торная» 110/6кВ, ЗРУ-6кВ, 1 с.ш., Ф .645 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 19591 Зав. № 19593 Зав. № 19595 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 11124 Зав. № 11612 Зав. № 11365 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812139248 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
*Примечания:
-
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
-
3 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
- параметры сети: напряжение (0,95-1,05)Uh; ток (1,0-1,2)1н; cos j=0,9uHg.; частота (50±0,2) Гц;
-
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
-
4 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05)-1,2)1н1; коэффициент мощности cosф (япф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф (мпф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
-
5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5) % 1ном cos j=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 40 °С.
-
6 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УСВ-2 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
7 Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ
не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.
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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере ;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).