Номер по Госреестру СИ: 65129-16
65129-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Самарский" ПАО "Т Плюс" - г. Самара, НС № 11, 12, 13
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Самарский» ПАО «Т Плюс» - г. Самара, НС № 11, 12, 13 (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» и ПО «Энфорс АСКУЭ», в состав которых входят программы, указанные в таблицах 1а и 1б. ПО «Пирамида 2000» выполняет функцию сбора данных в системе. Функции обработки, хранения и передачи данных в энергосбытовую компанию выполняет ПО «Энфорс АСКУЭ». 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» и ПО «Энфорс АСКУЭ».
Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcClien ts.dll |
CalcLeak age.dll |
CalcLoss es.dll |
Metrolog y.dll |
ParseBin. dll |
ParseIEC. dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePira mida.dll |
SynchroN SI.dll |
VerifyTi me.dll |
Номер версии | ||||||||||
(идентификационный |
3 | |||||||||
номер) ПО | ||||||||||
e55712d0 |
b1959ff7 |
d79874d1 |
52e28d7b |
6f557f88 |
48e73a92 |
c391d642 |
ecf53293 |
530d9b01 |
1ea5429b | |
Цифровой |
b1b21906 |
0be1eb17 |
0fc2b156 |
608799bb |
5b737261 |
83d1e664 |
71acf405 |
5ca1a3fd |
26f7cdc2 |
261fb0e2 |
идентификатор ПО |
5d63da94 |
c83f7b0f |
a0fdc27e |
3ccea41b |
328cd778 |
94521f63 |
5bb2a4d3 |
3215049a |
3ecd814c |
884f5b35 |
9114dae4 |
6d4a132f |
1ca480ac |
548d2c83 |
05bd1ba7 |
d00b0d9f |
fe1f8f48 |
f1fd979f |
4eb7ca09 |
6a1d1e75 | |
Алгоритм вычисления | ||||||||||
цифрового |
MD5 | |||||||||
идентификатора ПО |
Таблица 2б — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные признаки |
Значение | |
Идентификационное наименование ПО |
CalcFormula.exe |
M80020.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.2.1.20 |
2.3.0.12 |
Цифровой идентификатор ПО |
ced70f330d11fd08bdfe91f4f729386e |
ce7bb2858a21 dff28b925 816a3a1dda0 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
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) измеренийМетод измерений изложен в документе 66992322.384106.101.И3 «Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Самарский» ПАО «Т Плюс» - г. Самара, НС № 11, 12, 13. Руководство пользователя».
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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 65129-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Самарский» ПАО «Т Плюс» - г. Самара, НС № 11, 12, 13. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» в июне 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
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 ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом
ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный
ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
-
- счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
-
- устройство синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом ВЛСТ.240.00.000МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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 - 20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергоинтеграция» (ООО «Энергоинтеграция») Адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д.1, стр.6
ИНН: 7704760530
Тел./факс: (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 сервер ИВК с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ», устройство синхронизации времени УСВ-3, 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.
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.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-коммуникаторов, далее информация передаётся по каналу связи
стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы сервера ИВК, 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 документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Самарское 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 ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не более ±100 мкс.
Сервер ИВК периодически сравнивает свое системное время с УСВ-3. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ИВК производится во время сеанса связи со счётчиками. Корректировка часов счётчиков от часов сервера ИВК осуществляется независимо от наличия расхождений, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера ИВК реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тип компонента |
№ Г осреестра |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛК10 |
9143-83 |
14 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
54852-13 |
5 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП |
47957-11 |
1 |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-69 |
12 |
Трансформаторы тока |
ТВК-10 |
8913-82 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
18178-99 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НОМ-1066 |
2611-70 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
46634-11 |
15 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
2 |
У стройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
51644-12 |
1 |
Сервер |
IBM System x3650 M2 |
— |
1 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Паспорт-формуляр |
66992322.384106.101.ФО |
— |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер ИВК с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ», устройство синхронизации времени УСВ-3, 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.
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.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-коммуникаторов, далее информация передаётся по каналу связи
стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы сервера ИВК, 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 документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Самарское 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 ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не более ±100 мкс.
Сервер ИВК периодически сравнивает свое системное время с УСВ-3. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ИВК производится во время сеанса связи со счётчиками. Корректировка часов счётчиков от часов сервера ИВК осуществляется независимо от наличия расхождений, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера ИВК реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ», в состав которых входят программы, указанные в таблицах 1а и 1б. ПО «Пирамида 2000» выполняет функцию сбора данных в системе. Функции обработки, хранения и передачи данных в энергосбытовую компанию выполняет ПО «Энфорс АСКУЭ». 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» и ПО «Энфорс АСКУЭ».
Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcClien ts.dll |
CalcLeak age.dll |
CalcLoss es.dll |
Metrolog y.dll |
ParseBin. dll |
ParseIEC. dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePira mida.dll |
SynchroN SI.dll |
VerifyTi me.dll |
Номер версии | ||||||||||
(идентификационный |
3 | |||||||||
номер) ПО | ||||||||||
e55712d0 |
b1959ff7 |
d79874d1 |
52e28d7b |
6f557f88 |
48e73a92 |
c391d642 |
ecf53293 |
530d9b01 |
1ea5429b | |
Цифровой |
b1b21906 |
0be1eb17 |
0fc2b156 |
608799bb |
5b737261 |
83d1e664 |
71acf405 |
5ca1a3fd |
26f7cdc2 |
261fb0e2 |
идентификатор ПО |
5d63da94 |
c83f7b0f |
a0fdc27e |
3ccea41b |
328cd778 |
94521f63 |
5bb2a4d3 |
3215049a |
3ecd814c |
884f5b35 |
9114dae4 |
6d4a132f |
1ca480ac |
548d2c83 |
05bd1ba7 |
d00b0d9f |
fe1f8f48 |
f1fd979f |
4eb7ca09 |
6a1d1e75 | |
Алгоритм вычисления | ||||||||||
цифрового |
MD5 | |||||||||
идентификатора ПО |
Таблица 2б — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные признаки |
Значение | |
Идентификационное наименование ПО |
CalcFormula.exe |
M80020.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.2.1.20 |
2.3.0.12 |
Цифровой идентификатор ПО |
ced70f330d11fd08bdfe91f4f729386e |
ce7bb2858a21 dff28b925 816a3a1dda0 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
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
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК* | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
Пределы допускаемой основной относительной по-грешно сти, (±6) % |
Пределы допускаемой относи-тельной погрешности в рабочих услови ях, (±6) % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТВК-10 |
НОМ-1066 |
ПСЧ- |
Ак- | |||||
НС-13, РУ-10 |
Кл.т. 0,5 |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,3 |
3,4 | ||
1.3 |
кВ, 1 сш, яч. |
400/5 |
10000/100 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
1, ф.18 |
Зав. № 01296 |
Зав. №2532 |
Зав. № |
Реак- |
2,5 |
5,8 | ||
Зав. № 02977 |
Зав. №2554 |
1111152683 |
тивная | |||||
ТВК-10 |
НОМ-1066 |
ПСЧ- |
Ак- | |||||
НС-13, РУ-10 |
Кл.т. 0,5 |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,3 |
3,4 | ||
1.4 |
кВ, 2 сш, яч. |
400/5 |
10000/100 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
2, ф.5 |
Зав. № 01263 |
Зав. № 8125 |
Зав. № |
Реак- |
2,5 |
5,8 | ||
Зав. № 02954 |
Зав. № 1958 |
1111152644 |
тивная | |||||
ТЛМ-10 |
ПСЧ- |
Ак- | ||||||
РП-308 6 кВ, |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.05МК |
IBM System x3650 M2 Зав. № KD11Z7 |
тивная |
1,3 |
3,4 | ||
1.5 |
РУ-6 кВ, 1 |
400/5 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
сш, яч. 4, ф.52 |
Зав. № 55 |
НАМИТ-10-2 |
Зав. № |
Реак- |
2,5 |
5,8 | ||
Зав. № 1385 |
Кл.т. 0,5 |
1111152700 |
тивная | |||||
РП-308 6 кВ, |
ТЛМ-10 |
6000/100 |
ПСЧ- |
Ак- | ||||
РУ-6 кВ, 1 |
Кл.т. 0,5 |
Зав. № 0221 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,3 |
3,4 | ||
1.6 |
сш, яч. 5, ф.51 |
600/5 |
Кл.т. 0,5S/1,0 |
F | ||||
нитка "А" и |
Зав. № 1142 |
Зав. № |
Реак- |
2,5 |
5,8 | |||
"Б" |
Зав. № 1147 |
1111152553 |
тивная | |||||
ТЛМ-10 |
ПСЧ- |
Ак- | ||||||
РП-308 6 кВ, |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,3 |
3,4 | |||
1.7 |
РУ-6 кВ, 2 |
600/5 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
сш, яч. 9, ф.4 |
Зав. № 1131 |
НАМИТ-10-2 |
Зав. № |
Реак- |
2,5 |
5,8 | ||
Зав. № 1133 |
Кл.т. 0,5 |
1111152569 |
тивная | |||||
РП-308 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 |
ТЛМ-10 |
6000/100 |
ПСЧ- |
Ак- | ||||
Кл.т. 0,5 |
Зав. № 0234 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,3 |
3,4 | |||
1.8 |
400/5 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||||
сш, яч. 11, ф.52 |
Зав. № 1371 |
Зав. № |
Реак- |
2,5 |
5,8 | |||
Зав. № 1359 |
1111152637 |
тивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТЛК10 |
ПСЧ- |
Ак- | ||||||
НС-11, РУ-6 кВ, 1 сш, яч. 6 |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,1 |
3,3 | |||
2.5 |
150/5 Зав. № 8027 |
Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № |
Реак- |
2,2 |
5,8 | |||
Зав. № 8003 |
1111152054 |
тивная | ||||||
ТЛК10 |
ПСЧ- |
Ак- | ||||||
НС-11, РУ-6 кВ, 1 сш, яч.5 |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,1 |
3,3 | |||
2.6 |
150/5 Зав. № 8002 |
НАМИ-10 |
Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № |
Реак- |
2,2 |
5,8 | ||
Зав. № 8041 |
Кл.т. 0,2 |
1111151963 |
тивная | |||||
ТЛК10 |
6000/100 |
ПСЧ- |
Ак- | |||||
НС-11, РУ-6 кВ, 1 сш, яч. 4 |
Кл.т. 0,5 |
Зав. № 7605 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,1 |
3,3 | ||
2.7 |
150/5 Зав. № 7986 |
Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № |
Реак- |
2,2 |
5,8 | |||
Зав. № 8004 |
1111151959 |
тивная | ||||||
ТЛК10 |
ПСЧ- |
Ак- | ||||||
НС-11, РУ-6 кВ, 1 сш, яч. 3 |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,1 |
3,3 | |||
2.8 |
50/5 Зав. № 7165 |
Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № |
IBM System x3650 M2 Зав.№ KD11Z7 |
Реак- |
2,2 |
5,8 | ||
Зав. № 6300 |
1111152172 |
тивная | ||||||
ТЛК10 |
ПСЧ- |
Ак- | ||||||
НС-11, РУ-6 |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,1 |
3,3 | |||
2.9 |
кВ, 2 сш, яч. 26 |
50/5 Зав. № 7130 |
Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № |
Реак- |
2,2 |
5,8 | ||
Зав. № 7132 |
1111152298 |
F |
тивная | |||||
ТЛК10 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 7543 |
ПСЧ- |
Ак- | |||||
НС-11, РУ-6 |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,1 |
3,3 | |||
2.10 |
кВ, 2 сш, яч. |
150/5 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
27 |
Зав. № 7978 |
Зав. № |
Реак- |
2,2 |
5,8 | |||
Зав. № 8024 |
1111152625 |
тивная | ||||||
ТЛК10 |
ПСЧ- |
Ак- | ||||||
НС-11, РУ-6 |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.05МК |
тивная |
1,1 |
3,3 | |||
2.11 |
кВ, 2 сш, яч. |
150/5 |
Кл.т. 0,5S/1,0 | |||||
28 |
Зав. № 7979 |
Зав. № |
Реак- |
2,2 |
5,8 | |||
Зав. № 8028 |
1111152630 |
тивная | ||||||
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 | ||||||||
1000/5 |
ПСЧ- |
Ак- | ||||||
НС-11, РУ- |
Зав. № |
4ТМ.05М.04 |
тивная |
1,0 |
3,3 | |||
2.12 |
0,4 кВ, 1 сш, |
06067954 |
— |
Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
п. 4, ф. Ввод 1 |
Зав. № |
Зав. № |
Реак- |
2,1 |
5,7 | |||
06067952 Зав. № 06067953 |
0623125042 |
тивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
2.13 |
НС-11, РУ- 0,4 кВ, 2 сш, п.6, ф. Ввод 2 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 06067947 Зав. № 06067948 Зав. № 4004493 |
— |
ПСЧ- 4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623124858 |
IBM System х3650 M2 Зав.№ KD11Z7 F |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,7 |
2.14 |
РП-308 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 сш, яч. 2, ф- ТП-3322,1 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 1287 Зав. № 1286 |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0221 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152597 |
Активная Реак тивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,8 | |
2.15 |
РП-308 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 сш, яч. 13, ф- ТП-3322,И |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 0019 Зав. № 1280 |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №0234 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152583 |
Активная Реак тивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,8 |
*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)Ih; cosj=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 (0,05-1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф фиф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от - 45 до + 40 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при + 25 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф фиф) 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 - 40 до + 60 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при + 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 + 15 до + 25 °С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при + 25 ° С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
-
5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % 1ном cosj=0,8uHg и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от - 5 до + 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-3 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 ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
- счётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т=45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
- сервер ИВК - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 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 ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-
- счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - 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).