Номер по Госреестру СИ: 19040-11
19040-11 Системы информационно-измерительные
(ТОК)
Назначение средства измерений:
Системы информационно-измерительные «ТОК» (в дальнейшем - ИИС «ТОК») предназначены для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, времени и интервалов времени.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) ИИС «ТОК» включает в себя ПО компонентов (средств измерений) и ПО верхнего уровня, отвечающее за функционирование ИИС «ТОК» в целом.
Функции ПО (метрологически значимая часть ПО):
-
- обеспечение безопасности хранения данных и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0-2003;
-
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
-
- формирование отчетных документов, в том числе формирование отчетов в XML формате, установленном для информационного обмена между субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и их передачу по электронной почте;
-
- подготовка данных в XML формате для передачи их по электронной почте внешним организациям (пользователям информации). Состав данных:
а) результаты измерений;
б) состояние объектов и средств измерений;
-
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерения оформленных в виде визуальных, печатных и электронных данных;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (использование аппаратных блокировок, паролей, электронной цифровой подписи);
-
- конфигурирование и настройка параметров функционирования технических средств и программного обеспечения;
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств ИИС «ТОК».
Уровень зашиты программного обеспечения соответствует уровню С по МИ 3286.
Пределы допускаемого отклонения результатов измерений, полученных с помощью программного обеспечения ИИС «ТОК», от результатов измерений, полученных с помощью опорного ПО составляют ± 10-6.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
лист № 3 всего листов 9 Таблица 1
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии |
Контрольная сумма |
Алгоритм вычисления контрольной суммы |
Программное обеспечение информационноизмерительной системы «ТОК». ИТРЯ.000010-20 |
Microtok.exe |
5.20 |
80C35C89904D1D0ED0EE4B1C179837F5 |
MD5 |
Config tok 3 x.exe |
3E7BBA9AD7F09372638DDADFFCF0461F | |||
Config tok 4.exe |
9057B95DF271BFE411B2D140F6480B1A | |||
С atalogUSD. ехе |
C797A439995CCB587D525E5CCE6E6925 | |||
CUSPDCatalog.exe |
441DEE4821826668116D46D860127D5A | |||
ConfigureProxy.exe |
5F6A341165FBE4019C60CB1B54493793 | |||
ConfigiireTimeSer- vice.exe |
F3ACF86FFB55459409717101EFC6D201 | |||
СonfigureDSN.ехе |
F91A19E0E2F61691A676E52A42B8E789 | |||
SettingStoredРгос.ехе |
F91A19E0E2F61691A676E52A42B8E789 | |||
5ейтдСгоир1пдшгу.ех(. |
FE61194E150F1DCC7F7E000A292D84FA | |||
InstallTokLicense .ехе |
DF0767FAECFA39EF472134F1C8A0BAAD | |||
DDEcatalog.exe |
B308787861724A1D9A9A77E944E110EC | |||
Collector.exe |
F2E4B8BF46CD82299437381F00E36065 | |||
DDEServ.exe |
3D3BA91E4206E25ED09913B93B0B7A80 | |||
CollectorCUSPD.exe |
81399FC54A86D4433EA99E871AF859C4 | |||
StatusProject.exe |
B68D1003A97C136B0616D1C363099B9F | |||
Reporter.exe |
75F8BDCFD2C90CFCC1E6172F5FDD306A | |||
V ersionControl.exe |
61F721F66E324280B4A83D7E07995D8D | |||
Logs.exe |
52DBBA748BB2EB198DD02C72B81DE9E1 | |||
ViewCommimication- Device.exe |
63431A0C8D13E200F652F9054C2BB3FE |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится вверху слева на титульных листах эксплуатационной документации ИИС «ТОК» типографским методом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Сведения отсутствуют.
лист № 9 всего листов 9
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к Системам информационно-измерительным «ТОК»
-
1. Системы информационно-измерительные «ТОК». Технические условия. АГУР.411711.010 ТУ
-
2. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
-
3. Система информационно-измерительная «ТОК». Методика поверки. АГУР.411711.010 ПМ
Поверка
Поверкаосуществляется по документу «Система информационно-измерительная «ТОК». Методика поверки. АГУР.411711.010 ПМ», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» 28 марта 2011 г.
Рекомендуемые средства поверки:
Наименование и тип средства измерений |
Метрологические характеристики |
Радиочасы РЧ-011/2 |
Диапазон измерений (0... 86400) с погрешность ± 0,1 с |
Мультиметр Ресурс-ПЭ |
Диапазон измерений (0.400) В, погрешность ± [1+0,1(ик/ии-1)] % Диапазон измерений (45.65) Гц, погрешность ± 0,1% |
Миллитесламетр портативный МПМ-2 |
Верхний предел измерений 0,5 мТл, погрешность ± 7,5%. |
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «СКБ Амрита» (ООО «СКБ Амрита») Адрес: 440600, г. Пенза, ул. Гладкова, д. 6.
Тел./факс: (8412) 54-42-70.
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное государственное учреждение «Пензенский центр стандартизации, метрологии и сертификации» (ФГУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20
Тел./факс: (8412) 49-82-65
E-mail: pcsm@sura.ru
ИИС «ТОК» представляют собой многоуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений, компонуемую на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией из технических средств, выпускаемых ООО «СКБ Амрита» и другими изготовителями технических средств, которая применяется как законченная система непосредственно на объекте эксплуатации.
ИИС «ТОК» может включать в себя все или некоторые из компонентов, перечисленных в разделе «Комплектность средства измерений». В ИИС «ТОК» может входить несколько компонентов одного наименования. Конкретный состав и конфигурация ИИС «ТОК» определяется ее проектной и эксплуатационной документацией.
ИИС «ТОК», как правило, состоит из трех уровней:
-
1. Уровень измерительно-информационного комплекса (ИИК), выполняющий функцию автоматического проведения измерений в точке измерений и включающий в себя следующие средства измерений: измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии.
ТТ или ТТ и ТН включаются в состав уровня ИИК при применении счетчиков электрической энергии с трансформаторным подключением измерительных цепей.
-
2. Уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), выполняющий функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок и включающий в себя:
-
- центральные устройства сбора и передачи данных (ЦУСПД) или устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к уровню ИИК;
-
- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы).
-
3. Уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), выполняющий функцию автоматизированного сбора и хранения результатов измерений со всех нижестоящих уровней, подготовки различных обобщенных форм отчетов, передачи их всем заинтересованным сторонам и включающий в себя:
-
- центральные устройства сбора и передачи данных (ЦУСПД);
-
- технические средства приёма-передачи данных (многоканальная аппаратура связи);
- технические средства для удаленного администрирования и диагностики средств ИИС «ТОК».
При отсутствии ИВКЭ его функции выполняет уровень ИВК.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях ИИС «ТОК» и выполняет законченную функцию измерений текущего времени, обеспечивает синхронизацию времени со шкалой UTC при измерениях электрической энергии.
Средства связи, контроллеры приема-передачи данных (мультиплексоры, коммутаторы), средства вычислительной техники (персональные компьютеры) являются вспомогательными техническими компонентами, поскольку выполняют только функции приема-передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
ИИС «ТОК» выполняет следующие основные функции:
-
- измерение приращений активной и реактивной электрической энергии на заданных интервалах времени (1, 3, 30, 60 минут), поддерживаемых применяемыми электросчетчиками;
-
- измерение средних значений активной (реактивной) электрической мощности на заданных интервалах времени (1, 3, 30, 60 минут), поддерживаемых применяемыми счетчиками электрической энергии;
-
- ведение системы обеспечения единого времени в ИИС (измерение интервалов времени, синхронизация времени, коррекция времени);
-
- периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии и средних значений электрической мощности с заданной дискретностью учета, синхронизированных со шкалой UTC;
-
- хранение результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений в базе данных (глубина хранения не менее 3,5 лет).
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:
-
- испытательной коробки (специализированного клеммника);
-
- крышки клеммных отсеков счетчиков электрической энергии.
ИИС «ТОК», как правило, состоит из трех уровней:
-
1. Уровень измерительно-информационного комплекса (ИИК), выполняющий функцию автоматического проведения измерений в точке измерений и включающий в себя следующие средства измерений: измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии.
ТТ или ТТ и ТН включаются в состав уровня ИИК при применении счетчиков электрической энергии с трансформаторным подключением измерительных цепей.
-
2. Уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), выполняющий функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок и включающий в себя:
-
- центральные устройства сбора и передачи данных (ЦУСПД) или устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к уровню ИИК;
-
- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы).
-
3. Уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), выполняющий функцию автоматизированного сбора и хранения результатов измерений со всех нижестоящих уровней, подготовки различных обобщенных форм отчетов, передачи их всем заинтересованным сторонам и включающий в себя:
-
- центральные устройства сбора и передачи данных (ЦУСПД);
-
- технические средства приёма-передачи данных (многоканальная аппаратура связи);
- технические средства для удаленного администрирования и диагностики средств ИИС «ТОК».
При отсутствии ИВКЭ его функции выполняет уровень ИВК.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях ИИС «ТОК» и выполняет законченную функцию измерений текущего времени, обеспечивает синхронизацию времени со шкалой UTC при измерениях электрической энергии.
Средства связи, контроллеры приема-передачи данных (мультиплексоры, коммутаторы), средства вычислительной техники (персональные компьютеры) являются вспомогательными техническими компонентами, поскольку выполняют только функции приема-передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
ИИС «ТОК» выполняет следующие основные функции:
-
- измерение приращений активной и реактивной электрической энергии на заданных интервалах времени (1, 3, 30, 60 минут), поддерживаемых применяемыми электросчетчиками;
-
- измерение средних значений активной (реактивной) электрической мощности на заданных интервалах времени (1, 3, 30, 60 минут), поддерживаемых применяемыми счетчиками электрической энергии;
-
- ведение системы обеспечения единого времени в ИИС (измерение интервалов времени, синхронизация времени, коррекция времени);
-
- периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии и средних значений электрической мощности с заданной дискретностью учета, синхронизированных со шкалой UTC;
-
- хранение результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений в базе данных (глубина хранения не менее 3,5 лет).
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:
-
- испытательной коробки (специализированного клеммника);
-
- крышки клеммных отсеков счетчиков электрической энергии.
Программное обеспечение (ПО) ИИС «ТОК» включает в себя ПО компонентов (средств измерений) и ПО верхнего уровня, отвечающее за функционирование ИИС «ТОК» в целом.
Функции ПО (метрологически значимая часть ПО):
-
- обеспечение безопасности хранения данных и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0-2003;
-
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
-
- формирование отчетных документов, в том числе формирование отчетов в XML формате, установленном для информационного обмена между субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и их передачу по электронной почте;
-
- подготовка данных в XML формате для передачи их по электронной почте внешним организациям (пользователям информации). Состав данных:
а) результаты измерений;
б) состояние объектов и средств измерений;
-
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерения оформленных в виде визуальных, печатных и электронных данных;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (использование аппаратных блокировок, паролей, электронной цифровой подписи);
-
- конфигурирование и настройка параметров функционирования технических средств и программного обеспечения;
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств ИИС «ТОК».
Уровень зашиты программного обеспечения соответствует уровню С по МИ 3286.
Пределы допускаемого отклонения результатов измерений, полученных с помощью программного обеспечения ИИС «ТОК», от результатов измерений, полученных с помощью опорного ПО составляют ± 10-6.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
лист № 3 всего листов 9 Таблица 1
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии |
Контрольная сумма |
Алгоритм вычисления контрольной суммы |
Программное обеспечение информационноизмерительной системы «ТОК». ИТРЯ.000010-20 |
Microtok.exe |
5.20 |
80C35C89904D1D0ED0EE4B1C179837F5 |
MD5 |
Config tok 3 x.exe |
3E7BBA9AD7F09372638DDADFFCF0461F | |||
Config tok 4.exe |
9057B95DF271BFE411B2D140F6480B1A | |||
С atalogUSD. ехе |
C797A439995CCB587D525E5CCE6E6925 | |||
CUSPDCatalog.exe |
441DEE4821826668116D46D860127D5A | |||
ConfigureProxy.exe |
5F6A341165FBE4019C60CB1B54493793 | |||
ConfigiireTimeSer- vice.exe |
F3ACF86FFB55459409717101EFC6D201 | |||
СonfigureDSN.ехе |
F91A19E0E2F61691A676E52A42B8E789 | |||
SettingStoredРгос.ехе |
F91A19E0E2F61691A676E52A42B8E789 | |||
5ейтдСгоир1пдшгу.ех(. |
FE61194E150F1DCC7F7E000A292D84FA | |||
InstallTokLicense .ехе |
DF0767FAECFA39EF472134F1C8A0BAAD | |||
DDEcatalog.exe |
B308787861724A1D9A9A77E944E110EC | |||
Collector.exe |
F2E4B8BF46CD82299437381F00E36065 | |||
DDEServ.exe |
3D3BA91E4206E25ED09913B93B0B7A80 | |||
CollectorCUSPD.exe |
81399FC54A86D4433EA99E871AF859C4 | |||
StatusProject.exe |
B68D1003A97C136B0616D1C363099B9F | |||
Reporter.exe |
75F8BDCFD2C90CFCC1E6172F5FDD306A | |||
V ersionControl.exe |
61F721F66E324280B4A83D7E07995D8D | |||
Logs.exe |
52DBBA748BB2EB198DD02C72B81DE9E1 | |||
ViewCommimication- Device.exe |
63431A0C8D13E200F652F9054C2BB3FE |
Количество каналов измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности с выделенными каналами связи или с коммутируемыми телефонными каналами связи - до 32768.
Диапазоны первичного тока и первичного напряжения измерительных каналов (ИК) определяются номинальными токами и номинальными напряжениями применяемых в них ТТ и ТН.
Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии и средней за 30 мин электрической мощности при доверительной вероятности 0,95 приведены в таблицах 2 и 3 и определяются классами точности применяемых в ИК счётчиков электрической энергии (ЭСч), ТТ и ТН.
Границы допускаемой дополнительной погрешности измерений количества активной и реактивной электрической энергии и средней за 30 мин электрической мощности при доверительной вероятности 0,95, обусловленных внешними влияющими факторами, определяются метрологическими характеристиками счётчиков электрической энергии, применяемых в ИК.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени составляют ± 5 с за 24 ч.
Средний срок службы 20 лет.
Характеристики устойчивости и прочности к воздействию внешних факторов (температуры, влажности окружающего воздуха, атмосферного давления) составных компонентов ИИС «ТОК» - согласно эксплуатационной документации каждого компонента.
лист № 4 всего листов 9 Таблица 2 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений
100 %-ном и при 120 %-ном (от номинального) значении тока соответственно.
* - для счетчиков электрической энергии классов точности 0,2; 0,5; 1,0 погрешность измерений в диапазоне Wp2% < Wpизм<Wp5% (82 %Р), не нормируется.
активной электрической энергии и средней за 30 мин активной мощности при доверительной вероятности 0,95
Состав измерительного канала |
Значение COSQ |
8 2 %Р, [ %] Wp2%< Wp изм < Wp5% |
85 %Р, [ %] Wp5 %< Wp U3M<Wp2 0% |
820 %Р, [ %] Wp2 0%< Wp изм < Wp10 0% |
8100 %Р, [ %] Wp10 0%< Wp изм< Wp макс |
|
1,0 |
± 1,1 |
± 0,8 |
± 0,7 | |
0,8 |
± 1,4 |
± 1,1 |
± 0,8 | ||
0,5 |
± 2,1 |
± 1,5 |
± 1,1 | ||
|
1,0 |
± 1,4 |
± 1,0 |
± 0,9 | |
0,8 |
± 1,8 |
± 1,5 |
± 1,1 | ||
0,5 |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,3 | ||
|
1,0 |
не нормируется |
± 1,1 |
± 0,8 |
± 0,7 |
0,8 |
не нормируется |
± 1,5 |
± 1,0 |
± 0,8 | |
0,5 |
не нормируется |
± 2,2 |
± 1,4 |
± 1,1 | |
|
1,0 |
не нормируется |
± 1,3 |
± 1,0 |
± 0,9 |
0,8 |
не нормируется |
± 1,8 |
± 1,1 |
± 1,0 | |
0,5 |
не нормируется |
± 2,5 |
± 1,5 |
± 1,3 | |
|
1,0 |
± 2,1 |
± 1,4 |
± 1,2 | |
0,8 |
± 3,0 |
± 2,1 |
± 1,6 | ||
0,5 |
± 5,1 |
± 3,3 |
± 2,5 | ||
|
1,0 |
± 2,8* |
± 2,1 |
± 1,6 | |
0,8 |
± 3,6* |
± 2,5 |
± 1,8 | ||
0,5 |
± 5,9* |
± 3,7 |
± 2,7 | ||
|
1,0 |
не нормируется |
± 2,0 |
± 1,4 |
± 1,2 |
0,8 |
не нормируется |
± 3,2 |
± 1,9 |
± 1,6 | |
0,5 |
не нормируется |
± 5,7 |
± 3,2 |
± 2,5 | |
|
1,0 |
не нормируется |
± 2,3 |
± 1,7 |
± 1,6 |
0,8 |
не нормируется |
± 3,5 |
± 2,1 |
± 1,8 | |
0,5 |
не нормируется |
± 5,9 |
± 3,4 |
± 2,7 | |
|
1,0 |
не нормируется |
± 4,1 |
± 2,8 |
± 2,4 |
0,8 |
не нормируется |
± 6,1 |
± 3,5 |
± 2,8 | |
0,5 |
не нормируется |
± 11,2 |
± 6,1 |
± 4,7 |
В таблице приняты следующие обозначения:
WP5 %, WP20 %, WP1Oo %, WP120 % - значения активной электрической энергии при 5 %-ном, 20 %-ном,
лист № 5 всего листов 9 Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений
реактивной электрической энергии и средней за 30 мин реактивной мощности при доверительной вероятности 0,95
Состав измерительного канала |
Значение sin® |
§2 %Q, %, WQ2%< WQ изм <Wq5% |
§5 %Q, %, Ш%< WQ U3M<WQ2 0% |
§20 %Q, %, WQ2 0%< WQU3M< WQ10 0% |
§100 %Q, %, WQ100%< WQ U3M<WQ макс |
|
0,87 |
± 1,7 |
± 1,2 |
± 0,9 | |
0,6 |
± 2,2 |
± 1,5 |
± 1,1 | ||
|
0,87 |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,4 | |
0,6 |
± 3,4 |
± 2,2 |
± 1,5 | ||
|
0,87 |
не нормируется |
± 1,5 |
± 1,0 |
± 0,9 |
0,6 |
не нормируется |
± 2,0 |
± 1,3 |
± 1,1 | |
|
0,87 |
не нормируется |
± 2,0 |
± 1,5 |
± 1,4 |
0,6 |
не нормируется |
± 2,6 |
± 1,6 |
± 1,5 | |
|
0,87 |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,4 | |
0,6 |
± 4,3 |
± 2,7 |
± 2,0 | ||
|
0,87 |
± 3,3 |
± 2,2 |
± 1,7 | |
0,6 |
± 5,0 |
± 3,1 |
± 2,3 | ||
|
0,87 |
± 4,1 |
± 2,8 |
± 2,2 | |
0,6 |
± 5,9 |
± 3,7 |
± 2,6 | ||
|
0,87 |
не нормируется |
± 2,8 |
± 1,7 |
± 1,4 |
0,6 |
не нормируется |
± 4,6 |
± 2,6 |
± 2,0 | |
|
0,87 |
не нормируется |
± 3,1 |
± 2,0 |
± 1,7 |
0,6 |
не нормируется |
± 4,8 |
± 2,8 |
± 2,3 | |
|
0,87 |
не нормируется |
± 3,5 |
± 2,3 |
± 2,2 |
0,6 |
не нормируется |
± 5,2 |
± 3,1 |
± 2,6 | |
|
0,87 |
не нормируется |
± 5,3 |
± 3,1 |
± 2,5 |
0,6 |
не нормируется |
± 9,0 |
± 5,0 |
± 3,8 | |
|
0,87 |
не нормируется |
± 5,8 |
± 3,4 |
± 2,8 |
0,6 |
не нормируется |
± 9,2 |
± 5,1 |
± 4,0 |
В таблице приняты следующие обозначения:
Wq5 %, Wqi 0%,Wq20 %, Wq100 %, Wq120 % - значения реактивной электрической энергии при 5 %-ном,
10 %-ном, 20 %-ном, 100 %-ном и 120 %-ном (от номинального) значении тока соответственно.
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится вверху слева на титульных листах эксплуатационной документации ИИС «ТОК» типографским методом.
В комплект поставки ИИС «ТОК» могут входить технические и программные средства, а также документация, представленные в таблицах 4 - 6, соответственно. Конкретный состав комплекта поставки ИИС «ТОК» определяется проектной документацией на энергообъект, картой заказа или договором на поставку.
Таблица 4 - Технические средства
№ |
Наименование |
Обозначение |
№ в Государственном реестре средств измерений | |
Уровень ИИК | ||||
1 |
Счетчики электрической энергии с импульсными выходами (класс точности от 0,2S до 2,0) | |||
Многофункциональные счетчики электрической энергии с цифровым интерфейсом: | ||||
EPQS |
«ELGAMA-ELEKTRONIKA» |
25971-06 | ||
АЛЬФА А1200 |
«Эльстер Метроника» |
20037-02 | ||
Альфа Плюс |
«Эльстер Метроника» |
14555-99 | ||
Альфа А1140 |
«Эльстер Метроника» |
33786-07 | ||
ПСЧ-3ТА.03 |
«НЗИФ» |
16938-02 | ||
ПСЧ-4ТМ.05Д |
«НЗИФ» |
41135-09 | ||
ПСЧ-4ТМ.05М |
«НЗИФ» |
36355-07 | ||
ПСЧ-3ТМ.05М |
«НЗИФ» |
36354-07 | ||
СЭБ-2А(АК).05.2 |
«НЗИФ» |
22156-07 | ||
СЭБ-2А.07 |
«НЗИФ» |
25613-06 | ||
СЭТ-4ТМ.02М |
«НЗИФ» |
36697-08 | ||
СЭТ-4ТМ.03 |
«НЗИФ» |
27524-04 | ||
СЭТ-4ТМ.03М |
«НЗИФ» |
36697-08 | ||
ПСЧ-3ТА.07.ххх.х |
«НЗИФ» |
28336-09 | ||
ЦЭ 6850 |
ОАО «Концерн Энергомера» |
20176-06 | ||
ЦЭ6850М |
ОАО «Концерн Энергомера» |
20176-06 | ||
ЦЭ6823М |
ОАО «Концерн Энергомера» |
16812-05 | ||
CE301 |
ОАО «Концерн Энергомера» |
33446-08 | ||
СЕ303 |
ОАО «Концерн Энергомера» |
33446-08 | ||
CE304 |
ОАО «Концерн Энергомера» |
33446-08 | ||
Меркурий 233 ART(2) |
«ИНКОТЕКС» |
34196-07 | ||
Меркурий 230 AR |
«ИНКОТЕКС» |
23345-07 | ||
Меркурий 230 ART2 |
«ИНКОТЕКС» |
23345-07 | ||
Концентратор Меркурий 225 |
«ИНКОТЕКС» |
39354-08 | ||
Концентратор Меркурий 225.1 |
«ИНКОТЕКС» |
39354-08 | ||
ЕвроАЛЬФА типа EA0xRA()L |
«Эльстер Метроника» |
16666-07 | ||
Альфа А1700 |
«Эльстер Метроника» |
25416-08 | ||
ГАММА-3 |
ФГУП ГРПЗ |
26415-06 | ||
ГАММА-1 |
ФГУП ГРПЗ |
32679-06 |
Продолжение таблицы 4
№ |
Наименование |
Обозначение |
№ в Государственном реестре средств измерений |
СЭТ1-4М |
ФГУП ГРПЗ |
13677-09 | |
СЭТ3 с ЖКИ |
ФГУП ГРПЗ |
14206-09 | |
БИК-2 |
ООО «Энергоресурс» |
33920-07 | |
СТС 5605 |
МЗЭП |
21488-05 | |
Уровень ИВКЭ | |||
3 |
Промышленные контроллеры и их модификации: | ||
ЦУСПД |
АГУР.465685.001-02 АГУР.465685.001-03.1, АГУР.465685.001-03.2 |
27111-08 | |
УСПД «ТОК-С» |
АМР1.00.00 |
13923-09 | |
УС16 |
АМР16.00.00 | ||
УС8 |
АГУР.426439.001 | ||
Уровень ИВК | |||
4 |
ЦУСПД |
АГУР.465685.001-01, АГУР.465685.001-02, АГУР.465685.001-03.1, АГУР.465685.001-03.2 |
27111-08 |
5 |
Автоматизированное рабочее место (АРМ) (персональный компьютер с монитором, принтером) | ||
Технические средства приёма-передачи данных | |||
6 |
Контроллеры приема-передачи данных (мультиплексоры, коммутаторы): | ||
Коммутатор каналов передачи данных |
АМР31.00.00 зам.1 | ||
Мультиплексор каналов передачи данных (до 28 различных каналов) |
АМР31.00.00-01 зам.1 | ||
Преобразователи интерфейсов RS232 в RS485 Повторители интерфейса RS485 |
АГУР.465277.001 или аналогичные | ||
Концентратор PLC «Шкипер-К» |
АГУР.468332.001 | ||
Мультиплексор интерфейса RS485 (8 каналов RS485) |
АГУР.422371.002 | ||
Мультиплексор интерфейса CAN (8 каналов CAN) |
АГУР.422371.001 | ||
Hayes - совместимые модемы («ПАРУС», «ZyXEL» или аналогичные) Модемы ВЧ-связи по ВЛ или аналогичные Модемы беспроводные GSM/GPRS/EDGE Модемы беспроводные 3G Спутниковые модемы Радио модемы Модемы PLC |
Продолжение таблицы 4
№ |
Наименование |
Обозначение |
№ в Государственном реестре средств измерений |
Маршрутизатор соединений GPRS |
АГУР.465235.001 | ||
Устройства сбора данных типа: Е441, Е441М, Е443М2 |
АСУ2.157.010 | ||
У стройство преобразования интерфейса 1^232С/ИР11С |
АГУР.465277.004 | ||
Мультиплексор интерфейса RS485 SMART (64 канала RS485) |
АГУР.422371.003 | ||
Системы обеспечения единого в |
ремени (устройства синхронизации времени) | ||
1 |
Регистраторы сигналов проверки времени СПВ |
АГУР.411429.001, АМР7.00.00 | |
2 |
У стройство коррекции времени СПВ |
АГУР.468121.001 | |
3 |
Адаптер приемника GPS |
АГУР.464931.002 | |
4 |
Адаптер приемника GPS/ГЛОНАСС |
АГУР.464931.003 | |
5 |
Адаптер радиоприёмного устройства |
АГУР.464931.001-01 |
Таблица 5 - Специализированное программное обеспечение
№ |
Наименование |
Количество |
1 |
Программное обеспечение информационно-измерительной системы «ТОК». ИТРЯ.000010-20 включая пакеты расширения функциональности. |
1 |
Таблица 6 - Документация
№ |
Наименование | |
1 |
ИИС «ТОК». Ведомость эксплуатационных документов. АГУР.411711.010 ВЭ |
1 |
2 |
ИИС «ТОК». Руководство по эксплуатации. АГУР.411711.010 РЭ |
1 |
3 |
ИИС «ТОК». Паспорт. АГУР.411711.010 ПС |
1 |
4 |
ИИС «ТОК». Методика поверки. АГУР.411711.010 ПМ |
1 |
Количество каналов измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности с выделенными каналами связи или с коммутируемыми телефонными каналами связи - до 32768.
Диапазоны первичного тока и первичного напряжения измерительных каналов (ИК) определяются номинальными токами и номинальными напряжениями применяемых в них ТТ и ТН.
Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии и средней за 30 мин электрической мощности при доверительной вероятности 0,95 приведены в таблицах 2 и 3 и определяются классами точности применяемых в ИК счётчиков электрической энергии (ЭСч), ТТ и ТН.
Границы допускаемой дополнительной погрешности измерений количества активной и реактивной электрической энергии и средней за 30 мин электрической мощности при доверительной вероятности 0,95, обусловленных внешними влияющими факторами, определяются метрологическими характеристиками счётчиков электрической энергии, применяемых в ИК.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени составляют ± 5 с за 24 ч.
Средний срок службы 20 лет.
Характеристики устойчивости и прочности к воздействию внешних факторов (температуры, влажности окружающего воздуха, атмосферного давления) составных компонентов ИИС «ТОК» - согласно эксплуатационной документации каждого компонента.
лист № 4 всего листов 9 Таблица 2 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений
100 %-ном и при 120 %-ном (от номинального) значении тока соответственно.
* - для счетчиков электрической энергии классов точности 0,2; 0,5; 1,0 погрешность измерений в диапазоне Wp2% < Wpизм<Wp5% (82 %Р), не нормируется.
активной электрической энергии и средней за 30 мин активной мощности при доверительной вероятности 0,95
Состав измерительного канала |
Значение COSQ |
8 2 %Р, [ %] Wp2%< Wp изм < Wp5% |
85 %Р, [ %] Wp5 %< Wp U3M<Wp2 0% |
820 %Р, [ %] Wp2 0%< Wp изм < Wp10 0% |
8100 %Р, [ %] Wp10 0%< Wp изм< Wp макс |
|
1,0 |
± 1,1 |
± 0,8 |
± 0,7 | |
0,8 |
± 1,4 |
± 1,1 |
± 0,8 | ||
0,5 |
± 2,1 |
± 1,5 |
± 1,1 | ||
|
1,0 |
± 1,4 |
± 1,0 |
± 0,9 | |
0,8 |
± 1,8 |
± 1,5 |
± 1,1 | ||
0,5 |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,3 | ||
|
1,0 |
не нормируется |
± 1,1 |
± 0,8 |
± 0,7 |
0,8 |
не нормируется |
± 1,5 |
± 1,0 |
± 0,8 | |
0,5 |
не нормируется |
± 2,2 |
± 1,4 |
± 1,1 | |
|
1,0 |
не нормируется |
± 1,3 |
± 1,0 |
± 0,9 |
0,8 |
не нормируется |
± 1,8 |
± 1,1 |
± 1,0 | |
0,5 |
не нормируется |
± 2,5 |
± 1,5 |
± 1,3 | |
|
1,0 |
± 2,1 |
± 1,4 |
± 1,2 | |
0,8 |
± 3,0 |
± 2,1 |
± 1,6 | ||
0,5 |
± 5,1 |
± 3,3 |
± 2,5 | ||
|
1,0 |
± 2,8* |
± 2,1 |
± 1,6 | |
0,8 |
± 3,6* |
± 2,5 |
± 1,8 | ||
0,5 |
± 5,9* |
± 3,7 |
± 2,7 | ||
|
1,0 |
не нормируется |
± 2,0 |
± 1,4 |
± 1,2 |
0,8 |
не нормируется |
± 3,2 |
± 1,9 |
± 1,6 | |
0,5 |
не нормируется |
± 5,7 |
± 3,2 |
± 2,5 | |
|
1,0 |
не нормируется |
± 2,3 |
± 1,7 |
± 1,6 |
0,8 |
не нормируется |
± 3,5 |
± 2,1 |
± 1,8 | |
0,5 |
не нормируется |
± 5,9 |
± 3,4 |
± 2,7 | |
|
1,0 |
не нормируется |
± 4,1 |
± 2,8 |
± 2,4 |
0,8 |
не нормируется |
± 6,1 |
± 3,5 |
± 2,8 | |
0,5 |
не нормируется |
± 11,2 |
± 6,1 |
± 4,7 |
В таблице приняты следующие обозначения:
WP5 %, WP20 %, WP1Oo %, WP120 % - значения активной электрической энергии при 5 %-ном, 20 %-ном,
лист № 5 всего листов 9 Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений
реактивной электрической энергии и средней за 30 мин реактивной мощности при доверительной вероятности 0,95
Состав измерительного канала |
Значение sin® |
§2 %Q, %, WQ2%< WQ изм <Wq5% |
§5 %Q, %, Ш%< WQ U3M<WQ2 0% |
§20 %Q, %, WQ2 0%< WQU3M< WQ10 0% |
§100 %Q, %, WQ100%< WQ U3M<WQ макс |
|
0,87 |
± 1,7 |
± 1,2 |
± 0,9 | |
0,6 |
± 2,2 |
± 1,5 |
± 1,1 | ||
|
0,87 |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,4 | |
0,6 |
± 3,4 |
± 2,2 |
± 1,5 | ||
|
0,87 |
не нормируется |
± 1,5 |
± 1,0 |
± 0,9 |
0,6 |
не нормируется |
± 2,0 |
± 1,3 |
± 1,1 | |
|
0,87 |
не нормируется |
± 2,0 |
± 1,5 |
± 1,4 |
0,6 |
не нормируется |
± 2,6 |
± 1,6 |
± 1,5 | |
|
0,87 |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,4 | |
0,6 |
± 4,3 |
± 2,7 |
± 2,0 | ||
|
0,87 |
± 3,3 |
± 2,2 |
± 1,7 | |
0,6 |
± 5,0 |
± 3,1 |
± 2,3 | ||
|
0,87 |
± 4,1 |
± 2,8 |
± 2,2 | |
0,6 |
± 5,9 |
± 3,7 |
± 2,6 | ||
|
0,87 |
не нормируется |
± 2,8 |
± 1,7 |
± 1,4 |
0,6 |
не нормируется |
± 4,6 |
± 2,6 |
± 2,0 | |
|
0,87 |
не нормируется |
± 3,1 |
± 2,0 |
± 1,7 |
0,6 |
не нормируется |
± 4,8 |
± 2,8 |
± 2,3 | |
|
0,87 |
не нормируется |
± 3,5 |
± 2,3 |
± 2,2 |
0,6 |
не нормируется |
± 5,2 |
± 3,1 |
± 2,6 | |
|
0,87 |
не нормируется |
± 5,3 |
± 3,1 |
± 2,5 |
0,6 |
не нормируется |
± 9,0 |
± 5,0 |
± 3,8 | |
|
0,87 |
не нормируется |
± 5,8 |
± 3,4 |
± 2,8 |
0,6 |
не нормируется |
± 9,2 |
± 5,1 |
± 4,0 |
В таблице приняты следующие обозначения:
Wq5 %, Wqi 0%,Wq20 %, Wq100 %, Wq120 % - значения реактивной электрической энергии при 5 %-ном,
10 %-ном, 20 %-ном, 100 %-ном и 120 %-ном (от номинального) значении тока соответственно.