Номер по Госреестру СИ: 62422-15
62422-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭТ" для электроснабжения АО "Сорбент"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭТ» для электроснабжения АО «Сорбент» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 153530
ID в реестре СИ - 375930
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
АИИС КУЭ ООО "НЭТ" для электроснабжения АО "Сорбен,
Производитель
Изготовитель - ООО "ЭМС"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Москва
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Екатеринбург - четвертый по численности населения город в России, административный центр Свердловской области и Уральского федерального округа.
Екатеринбург - столица Уральского федерального округа, территория которого составляет около 2 млн. км2. На территории находится крупное месторождение нефти и газа, богатые запасы нефти и газа, богатые запасы железных и полиметаллических руд. Крупнейшие металлургические предприятия мира расположены на Урале, благодаря его огромному промышленному и интеллектуальному потенциалу. Екатеринбург экспортирует сырье и продукцию тяжелого машиностроения, а импортирует продукты питания и товары народного потребления. Бизнес и инвестиции в городе очень хорошо развиты.
Екатеринбург, как и вся Свердловская область, находится в часовом поясе, обозначаемом по международному стандарту как Екатеринбургский часовой пояс. Смещение от UTC составляет +5:00. Относительно московского времени часовой пояс имеет постоянное смещение +2 часа. Екатеринбургское время отличается от стандартного на один час, так как в России действует летнее время.
Основанный как город-крепость в 1723 году, Екатеринбург расположен в центральной части Евразийского континента, на границе Европы и Азии, в средней части Уральского хребта, под 56º 51' северной широты, 60º 36' восточной долготы. Город расположен на восточном склоне Уральских гор, в пойме реки Исеть (приток Тобола).
Отчет "Анализ рынка поверки в Екатеринбурге" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Екатеринбурге.
Площадь Екатеринбурга составляет 114289 гектаров или 1142,89 квадратных километров.
- Расстояние до Москвы - 1667 километров.
- Расстояние до Владивостока - 7635 километров.
- Разница во времени с Москвой составляет плюс 2 часа.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Статистика
Кол-во поверок - 1
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№1453 от 2015.11.25 Об утверждении типов средств измерений
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭТ" для электроснабжения АО "Сорбент" (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ООО "ЭМС"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
62422-15 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭТ" для электроснабжения АО "Сорбент", Нет данных ООО "ЭМС" (РОССИЯ г.Москва) |
ОТ МП |
4 года |
|
62683-15 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭТ" для электроснабжения ООО "Сарансккабель", Нет данных ООО "ЭМС" (РОССИЯ г.Москва) |
ОТ МП |
4 года |
Отчет "Анализ рынка поверки организаций Воронежской области" предоставляет исчерпывающую информацию об организациях, оказывающих услуги поверки с местом осуществления деятельности Воронеж и Воронежская область.
Параметры исследований:
- фильтр по работающим в регионе организациям-поверителям по данным ФСА и ФГИС АРШИН
- объемы первичных и периодических поверок за период 2017г. по н.в.
- фильтр по местам осуществления деятельности
- предоставление информации в графическом и табличном видах
- детальное рассмотрение деятельности каждой из организаций региона по годам
- анализ в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений
- количество поверок по типам СИ в динамике по годам
- перечень эталонов организаций с отображением нагрузки на эталон в динамике по дням
- индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей
- анализ цен на поверку СИ по региону
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭТ" для электроснабжения АО "Сорбент" (Нет данных)
| 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ФГУП «ВНИИМС» (RA.RU.311493) | РСТ | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭТ" для электроснабжения АО "Сорбент" (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1- Метрологические значимые модули ПО, установленного в ИВК
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭТ» для электроснабжения АО «Сорбент» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО «НЭТ» для электроснабжения АО «Сорбент», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭТ» для электроснабжения АО «Сорбент»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 62422-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭТ» для электроснабжения АО «Сорбент». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 08 октября 2015 г.
Основные средства поверки:
-
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки», по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики
электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
-
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146РЭ «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
-
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
-
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.04 - по документу ИЛГШ.411152.146РЭ «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками АИИС КУЭ и с 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%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭМС» (ООО «ЭМС »)
Адрес: 115432, Россия, г. Москва, ул. Кожуховская 5-я, д.12, пом. VIII, комн. 1 ИНН 7723373247 Телефон: (985)8440937
E-mail: EMC.Tret@gmail.com
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика»
(ООО «Стройэнергетика»)
Адрес: 129337, г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20, стр. 1, комн. 4 ИНН 7716809275
Телефон: (915) 349-60-32
E-mail: Stroyenergetika@gmail. com
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, 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 (далее по тексту - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ) и программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее по тексту - 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача,оформление отчетных документов.Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится ежесекундно, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № СИ |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10У3 |
1261-02 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
51178-12 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
15173-06 |
27 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
15174-06 |
15 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 |
20186-05 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
20186-05 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ-6 |
159-49 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
5 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
46634-11 |
5 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
36355-07 |
7 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 62422-15 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
01-10- 15.ФО.ЭМС.01 |
- |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ) и программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее по тексту - 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача,оформление отчетных документов.Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится ежесекундно, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1- Метрологические значимые модули ПО, установленного в ИВК
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИИК и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС Химград 110/6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.11 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 3406; Зав. № 3407 |
НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1055 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811091441 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
2 |
ПС Химград 110/6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.15 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 3404; Зав. № 3405 |
НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1051 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811091123 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
3 |
ПС Химград 110/6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч.31 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 3408; Зав. № 3409 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1060 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807080254 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
ПС Химград 110/6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч .43 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 3403; Зав. № 3402 |
НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1046 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811090629 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
5 |
ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-6,0 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч .14 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,2S 150/5 Зав. № 732; Зав. № 747 |
НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 13883; Зав. № 3885 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606101974 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,2 |
|
6 |
ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-6.0 кВ, 1 с . ш ., яч.7 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,2S 150/5 Зав. № 728; Зав. № 729 |
НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 32349; Зав. № 5616 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606102032 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,2 |
|
7 |
ТП-1 6/0,4 кВ РУ-0.4 кВ с.ш. 1а |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 5049800; Зав. № 5049802; Зав. № 5049792 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607100795 |
- |
активная реактивная |
±0,7 ±1,5 |
±2,2 ±4,1 |
|
8 |
ТП-1 6/0,4 кВ РУ-0.4 кВ с.ш. Ша |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 5049798; Зав. № 5049799; Зав. № 5049796 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607100515 |
- |
активная реактивная |
±0,7 ±1,5 |
±2,2 ±4,1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
9 |
РУ-2 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ячейка №7 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Зав. № 731; Зав. № 730 |
НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5572; Зав. № 5610 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606101183 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,2 |
|
10 |
Корп.293, РП-2 0,4 кВ, (Шкаф учёта) |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 5030335; Зав. № 5030717; Зав. № 5030714 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1103150336 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
|
11 |
КТП-15 6/0,4 кВ I с.ш. 0,4 кВ, яч.4 (фидер №4) |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 2039240; Зав. № 2040371; Зав. № 2040333 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606101500 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
|
12 |
КТП-15 6/0,4 кВ, РП-1/1 0,4 кВ, Ввод |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 5051344; Зав. № 5051345; Зав. № 5051350 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1103150208 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
|
13 |
Корп.274 ППО 0,4 кВ, гр.8 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 5031375; Зав. № 5031376; Зав. № 5031380 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606100746 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
14 |
ТП-6 6/0,4 кВ, Т-1, переходная шина к I с.ш. 0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 5049801; Зав. № 5049797; Зав. № 5049803 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607100753 |
- |
активная реактивная |
±0,7 ±1,5 |
±2,2 ±4,1 |
|
15 |
ТП-6 6/0,4 кВ, Т-2, переходная шина к II с.ш. 0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 5049793; Зав. № 5049795; Зав. № 5049794 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1103150276 |
- |
активная реактивная |
±0,7 ±1,5 |
±2,2 ±4,1 |
|
16 |
ТП-5 6/0,4 кВ, Т-1, переходная шина к I с.ш. 0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 5049807; Зав. № 5049809; Зав. № 5049804 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1103150350 |
- |
активная реактивная |
±0,7 ±1,5 |
±2,2 ±4,1 |
|
17 |
ТП-5 6/0,4 кВ, Т-2, переходная шина к II с.ш. 0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 5049805; Зав. № 5049808; Зав. № 5049806 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1103150343 |
- |
активная реактивная |
±0,7 ±1,5 |
±2,2 ±4,1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
18 |
КТП-19 6/0,4 кВ, РУ-0.4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ф.17 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 0028653; Зав. № 0028287; Зав. № 0028632 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606100752 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
|
19 |
Корпус 47 РП-1 0,4 кВ, гр.3 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 8038673; Зав. № 8040231; Зав. № 8037952 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607100817 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
|
20 |
КТП-18 РУ-6 кВ Т-1 (от ТП-1 яч.5 шлейф через КТП-17) |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 0019700; Зав. № 0017806; Зав. № 0019407 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606101514 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
|
21 |
КТП-18 РУ-6 кВ Т-2 (от ТП-1 яч.22 шлейф через КТП-17) |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 0019404; Зав. № 0017533; Зав. № 0017807 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606101838 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 21 от 0 до плюс 40 °C.
-
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
8 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
98 до102 |
|
- ток, % от 1ном |
100 до 120 |
|
- коэффициент мощности cosj |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности cosj |
от 0,5 инд. до 0,8, емк. |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C |
от -40 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком ;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера .
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках ( функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:
- о результатах измерений ( функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин ( функция автоматизирована).