Номер по Госреестру СИ: 80487-20
80487-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "Евразия"
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Общие сведения
Дата публикации - 03.02.2021
Срок свидетельства -
Номер записи - 179674
ID в реестре СИ - 1385487
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммер-ческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия», АИИС КУЭ,
Производитель
Изготовитель - Общество с ограниченной ответственностью "Энергосбытовая кампания "Евразия" (ООО "ЭК "Евразия")
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Екатеринбург
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Отчет предоставляет агрегированные данные о стоимости поверки средств измерений по регионам, городам и организациям. Данные о стоимости поверки берутся из открытых источников и периодически обновляются. В базе содержится более 700 тыс. записей.
В качестве поисковой фразы могут быть указаны: номер типа СИ из реестра АРШИНа, часть наименования типа СИ, город или наименование организации. Фраза должна состоять минимум из 5 символов.
Статистика
Кол-во поверок - 3
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 1
Кол-во средств измерений - 2
Кол-во владельцев - 2
Усредненный год выпуска СИ - 2020
МПИ по поверкам - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№2311 от 2021.10.19 О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений
№2334 от 2020.12.31 Об утверждении типа средств измерений
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "Евразия" ( )
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Общество с ограниченной ответственностью "Энергосбытовая кампания "Евразия" (ООО "ЭК "Евразия")
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
80487-20 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "Евразия", Общество с ограниченной ответственностью "Энергосбытовая кампания "Евразия" (ООО "ЭК "Евразия") (РОССИЯ г. Екатеринбург) |
ОТ МП |
4 года |
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "Евразия" ( )
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ООО "МЕТРОСЕРВИС" (RA.RU.311269) | 3 | 2 | 1 | 0 | 1 | 1 | 0 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "Евразия" ( )
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Метрологически значимая часть ПО |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия», аттестованном ООО «МетроСервис», аттестат об аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия»»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Общество c ограниченной ответственностью «Энергосбытовая компания «Евразия» (ООО «ЭК «Евразия»)ИНН 6658533224
Адрес: 620131, г. Екатеринбург, ул. Фролова, д. 31, офис 18.
Телефон: +7 (343) 216-00-01
Факс: +7 (343) 216-00-01
E-mail: info@ek-ea.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический сервисный центр» (ООО «МетроСервис»)Адрес: 660133, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Сергея Лазо, 6а Телефон: (391) 224-85-62
E-mail: E.E.Servis@mail.com
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности; вычисленные мгновенные значения усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
-
- средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
Сервер при помощи ПО «АльфаЦентр» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Обмен информацией между счетчиками и сервером происходит по GPRS. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через опто-порт счетчиков.
Для ИК №4.1, 4.2 данные о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии 1 раз в сутки поступают от системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Новотроицкая, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений №74495-19 в ИВК АИИС КУЭ в заданном формате по электронной почте.
Для ИК № 4.3 данные о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии 1 раз в сутки поступают от системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новотроицкий завод хромовых соединений», рег. №33511-06 в ИВК АИИС КУЭ в заданном формате по электронной почте.
На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передача КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит УССВ-2 (Рег. №54074-13), время которого синхронизировано с национальной шкалой координированного времени UTC (SU). Синхронизация времени часов сервера с временем УССВ-2 осуществляется каждые 30 мин, коррекция осуществляется раз в 12 ч при расхождении времени УССВ-2 с показаниями часов сервера более, чем на 1 с.
Сравнение времени часов счетчиков и времени часов сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки; коррекция осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более чем 1 с.
Синхронизация измерительных компонентов ИК № № 4.1, 4.2 происходит по СОЕВ системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Новотроицкая.
Синхронизация измерительных компонентов ИК № № 4.3 происходит по СОЕВ системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новотроицкий завод хромовых соединений».
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в эксплуатационную документацию.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТТН-Ш |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-10-5 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ-10 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10-11 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 -1 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
3 |
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ-10 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 М1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ.08-10.УТ2 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
6 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО АльфаЦентр |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
АИИС. 2.1.0524.001 ФО |
1 |
|
Методика поверки |
МП 012-2020 |
1 |
ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номе р ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.1 |
ПС 110 кВ Огнеупорная, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 2 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 |
УССВ-2 рег. № 54074-13 |
|
1.2 |
ПС 110 кВ Огнеупорная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 15 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611-70 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 | |
|
1.3 |
РП 6кВ ЗМК, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 25 |
ТОЛ-10-1 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128-01 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611-70 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 | |
|
1.4 |
РП 6кВ ЗМК, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 4 |
ТОЛ-10-1 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128-01 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611-70 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 | |
|
2.1 |
ТРП 6 кВ УЭМЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 5 |
ТЛК-10 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-06 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 | |
|
2.2 |
ТРП 6 кВ УЭМЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 9 |
ТЛК-10 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-06 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3.1 |
ПС 110 кВ Дормаш, РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. 18 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 12 | |
|
3.2 |
ПС 110 кВ Дормаш, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 27 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 12 | |
|
4.1 |
ПС 220 кВ Новотроицкая, КРУН 10 кВ, 1 С 10 кВ, яч.7, КЛ 10 кВ Новотроицкая-Птицефабрика Восточная 1 цепь |
ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. №51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 12 | |
|
4.2 |
ПС 220 кВ Новотроицкая, КРУН 10 кВ, 2 С 10 кВ, яч.2, КЛ 10 кВ Новотроицкая-Птицефабрика Восточная 2 цепь |
ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. №51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 12 |
УССВ-2 рег. № 54074-13 |
|
4.3 |
ЦРП 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 41 |
ТЛО-10 КТ 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК КТ 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. №68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 17 | |
|
5.1 |
ПС 110 кВ Висла, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 112 |
ТОЛ-НТЗ-10 КТ 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 51679-12 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 12 | |
|
5.2 |
ПС 110 кВ Висла, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 211 |
ТЛК-СТ КТ 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 58720-14 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 12 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6.1 |
ПС 110 кВ Братская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.5, ф.283-1 |
ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17 |
УССВ-2 рег. № 54074-13 |
|
6.2 |
ПС 110 кВ Братская, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.16, ф.283-2 |
ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17 | |
|
6.3 |
ПС 110 кВ Братская, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.17, ф.226 |
ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17 | |
|
6.4 |
ПС 110 кВ Уктусская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.27, ф.226 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. №20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17 | |
|
6.5 |
ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ф.31 Агромашзапчас ть |
ТШП-0,66 КТ 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 58385-14 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17 | |
|
6.6 |
ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ф.1 Горсвет |
ТТН-Ш КТ 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 75345-19 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17 | |
|
6.7 |
ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ф.3 Общежитие |
ТОП КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 47959-16 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17 | |
|
6.8 |
РП-226 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, ф.5 ИП Мильман |
ТЛК 10-5 КТ 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 9143-01 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. №16687-02 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7.1 |
ВЛ-10 кВ КШК- 9, отпайка в сторону КТП КШК-911 и КТП КШК- 902, оп. 902/1, ПКУ-10 кВ |
ТОЛ-10-I КТ 0,5S Ктт 100/5 Рег. №47959-11 |
НОЛ.08-10-УТ2 КТ 0,5 10000/100 Рег. №3345-04 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1 Рег.№50460-18 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
8.1 |
ТП-3 6 кВ ООО СМ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.7 |
ТПЛМ-10 КТ 0,5 Ктт 200/5 Рег. №2363-68 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №380-49 |
СЭТ- 4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 08 | |
|
8.2 |
ТП-3 6 кВ ООО СМ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 18 |
ТПЛМ-10 КТ 0,5 Ктт 200/5 Рег. №2363-68 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №380-49 |
СЭТ- 4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 08 | |
|
8.3 |
ТП 6кВ АЦИ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, панель 3, ф.9а |
Т-0,66 У3 КТ 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 71031-18 |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 12 | |
|
8.4 |
ТП 6кВ АЦИ, РУ-0,4 кВ, 3 СШ 0,4 кВ, панель 11, ф.36 |
Т-0,66 У3 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 71031-18 |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 12 |
Примечания:
-
1 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.
-
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
-
3 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.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности (6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (6), % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1.1 - 1.4, 2.1, 2.2 |
Активная |
±1,3 |
±3,3 |
|
Реактивная |
±2,1 |
±5,6 | |
|
3.1 - 3.2, 8.1, 8.2 |
Активная |
±1,0 |
±2,9 |
|
Реактивная |
±2,6 |
±4,5 | |
|
4.1 |
Активная |
±1,3 |
±3,4 |
|
Реактивная |
±2,1 |
±5,6 | |
|
4.2 |
Активная |
±1,2 |
±3,0 |
|
Реактивная |
±1,8 |
±4,7 | |
|
4.3, 5.1, 5.2 |
Активная |
±1,2 |
±3,0 |
|
Реактивная |
±1,8 |
±4,9 | |
|
6.1 - 6.3 |
Активная |
±0,9 |
±1,6 |
|
Реактивная |
±1,3 |
±2,9 | |
|
6.4 |
Активная |
±1,2 |
±3,0 |
|
Реактивная |
±1,8 |
±4,9 | |
|
6.5 - 6.7 |
Активная |
±1,0 |
±2,9 |
|
Реактивная |
±1,5 |
±4,8 | |
|
6.8 |
Активная |
±1,2 |
±2,9 |
|
Реактивная |
±1,8 |
±4,6 | |
|
7.1 |
Активная |
±1,1 |
±3,2 |
|
Реактивная |
±2,7 |
±5,4 | |
|
8.3, 8.4 |
Активная |
±0,9 |
±3,1 |
|
Реактивная |
±2,3 |
±5,3 | |
|
Примечания: | |||
|
1 В качестве характеристик погрешности ИК АИИС КУЭ установлены границы допус- | |||
|
каемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. | |||
|
2 Характеристики погрешности ИК АИИС КУЭ указаны для измерений активной и ре- | |||
|
активной электроэнергии на интервале времени 30 минут. | |||
|
3 Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) |
% от 1ном COSO = 0,8 инд и | ||
|
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК № 1.1 - 8.4 от | |||
|
плюс 10 до плюс 30 до °C | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИИК |
26 |
|
Нормальные условия параметры сети:
|
от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +20 до +25 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Условия эксплуатации |
от 90 до 110 |
|
параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 2 до 120 |
|
- сила тока, % от 1ном для ИК № 1.1- 6.7, 7.1, 8.3, 8.4 |
от 5 до 120 |
|
0,8 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков ИК № 6.1 - 6.3, 6.5 - 6.7 °С |
от -10 до +30 |
|
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков ИК № 1.1-5.2, 6.4, 6.8, 7.1, 8.1-8.4, °С |
от +10 до +30 |
|
температура окружающей среды в месте расположения УССВ, сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. №36697-12), ПСЧ-4ТМ.05МК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
48 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. №36697-08): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
48 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. №36697-17): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
48 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: тридцатиминутные приращения активной и реактивной электроэнергии каждого массива профиля составляет, суток, не менее |
35 |
|
Сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
-
- резервирование ИВК АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте и сотовой связи.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
-механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.