Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО "Независимая Электросетевая Компания" (АИИС КУЭ НЭСК) с Изменением №1
Номер в ГРСИ РФ: | 46730-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "НТП "Энергоконтроль", г.Заречный |
46730-14: Описание типа СИ | Скачать | 132 КБ |
Для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, времени.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 46730-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО "Независимая Электросетевая Компания" (АИИС КУЭ НЭСК) с Изменением №1 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Примечание | 29.08.2014 утвержден вместо 46730-11 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1303 п. 17 от 29.08.2014Приказ 1891 от 22.04.11 п.09 |
Производитель / Заявитель
ООО "НТП "Энергоконтроль", г.Заречный Пензенской обл.
Россия
442963, Пензенская обл., а/я 96, тел. (8412) 58-21-80, 61-39-82, тел/факс 61-39-83, (442963, Пензенская обл., ул.Ленина, 4а), E-mail: kontrol@zato.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 46730-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
46730-14: Описание типа СИ | Скачать | 132 КБ |
Описание типа
Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания» (АИИС КУЭ НЭСК) с Изменением № 1 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания» (АИИС КУЭ НЭСК) Свидетельство об утверждении типа RU.E.33.062.A № 42514, регистрационный № 46730-11, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 92 - 111, 140 - 144.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания» (АИИС КУЭ НЭСК) с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
Описание
АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 представляет собой двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений. АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 состоит из измерительно-информационных комплексов (ИИК), информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и системы обеспечения единого времени (СОЕВ).
АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- вычисление средней активной и реактивной электрической мощности на интервале времени 30 минут и за учетный период;
- периодический или по запросу автоматический сбор результатов измеренных приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале координированного времени UTC (SU);
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);
- ведение журналов событий ИИК и ИВК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений заинтересованным организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений по запросу со стороны заинтересованных организаций;
- синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИИК и ИВК с помощью СОЕВ, соподчиненной координированной шкале времени UTC (SU) безотносительно к интервалу времени с погрешностью не более ± 5 с;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.).
АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - ИИК включают в себя: измерительные трансформаторы (ТТ); измерительные трансформаторы напряжения (ТН); многофункциональные счетчики электрической энергии (СЧ).
Состав дополнительных измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав дополнительных ИК АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1
Канал измерений |
Состав СИ и технических средств, входящих в состав ИК | ||||||
№ точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
1 уровень - ИИК |
2 уровень -ИВК | ||||
Наименование СИ |
Тип, характеристики |
Класс точности |
Номер в реестре СИ |
Кол-во, шт. | |||
92 |
РП "Сокол" Ф-4 10 кВ |
ТТ |
ТПЛ-10, 20/5 |
0,5 |
1276-59 |
2 |
Сервер ИВК, технические средства орга-низа-ции каналов связи в соот-ветст-вии с таблицей 6 |
ТН |
НТМИ-10, 10000/100 |
0,5 |
831-69 |
1 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
93 |
РП "Сокол" Ф-21 10 кВ |
ТТ |
ТПЛ-10, 50/5 |
0,5 |
1276-59 |
2 | |
ТН |
НТМИ-10, 10000/100 |
0,5 |
831-69 |
1 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
94 |
РП "Сокол" Ф-6 10 кВ |
ТТ |
ТПЛ-10, 50/5 |
0,5 |
1276-59 |
2 | |
ТН |
НТМИ-10, 10000/100 |
0,5 |
831-69 |
1 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
95 |
ТП-3405 в/ч 63697 |
ТТ |
ТТИ-А, 50/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-12 |
1 | |||
96 |
ТП-3405 в/ч 15566 |
ТТ |
ТТИ-А, 100/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
97 |
ТП-3043 Ф-2 6 кВ |
ТТ |
ТОЛК-6-1, 300/5 |
0,5S |
18815-08 |
2 | |
ТН |
НОЛ.08-6, 6000/100 |
0,5 |
3345-09 |
2 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
98 |
ТП-3043 Ф-12 6 кВ |
ТТ |
ТОЛК-6-1, 300/5 |
0,5S |
18815-08 |
2 | |
ТН |
НОЛ.08-6, 6000/100 |
0,5 |
03345-09 |
2 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
99 |
РП "Мерседес" Ф-5 6 кВ |
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10, 300/5 |
0,5 |
7069-07 |
2 | |
ТН |
НАМИТ-10-1, 6000/100 |
0,5 |
16687-07 |
1 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 |
Канал измерений |
Состав СИ и технических средств, входящих в состав ИК | ||||||
№ точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
1 уровень - ИИК |
2 уровень -ИВК | ||||
Наименование СИ |
Тип, характеристики |
Класс точности |
Номер в реестре СИ |
Кол-во шт. | |||
100 |
РП "Мерседес" Ф-6 6 кВ |
ТТ |
ТОЛ-10, 300/5 |
0,5 |
7069-07 |
2 | |
ТН |
НАМИТ-10-1, 6000/100 |
0,5 |
16687-07 |
1 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
101 |
ТП-3201 Ф-1 6 кВ |
ТТ |
ТОЛК-6-1, 200/5 |
0,5S |
18815-08 |
2 | |
ТН |
НОЛ.08-6, 6000/100 |
0,5 |
3345-09 |
2 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
102 |
ТП-3201 Ф-2 6 кВ |
ТТ |
ТОЛК-6-1, 200/5 |
0,5S |
18815-08 |
2 | |
ТН |
НОЛ.08-6, 6000/100 |
0,5 |
3345-09 |
2 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
103 |
ТП-3424 Ввод-1 0,4 кВ |
ТТ |
ТТИ-40, 400/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
104 |
ТП-3424 Ввод-2 0,4 кВ |
ТТ |
ТТИ-40, 400/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
105 |
ТП-3419 Ввод 0,4 кВ |
ТТ |
ТТИ-40, 400/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
106 |
ТП-3402 Ввод 0,4 кВ |
ТТ |
ТТИ-60, 600/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
107 |
ТП-3408 Ввод 0,4 кВ |
ТТ |
ТТИ-60, 600/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
108 |
ТП-3409 Общежитие-1 |
ТТ |
ТТИ-40, 400/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
109 |
ТП-3409 Общежитие-2 |
ТТ |
ТТИ-А, 100/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 |
Канал измерений |
Состав СИ и технических средств, входящих в состав ИК | ||||||
№ точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
1 уровень - ИИК |
2 уровень -ИВК | ||||
Наименование СИ |
Тип, характеристики |
Класс точности |
Номер в реестре СИ |
Кол-во шт. | |||
110 |
ТП-3411 Ввод-1 0,4 кВ |
ТТ |
ТТИ-40, 400/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
111 |
ТП-3411 Ввод-2 0,4 кВ |
ТТ |
ТТИ-40, 400/5 |
0,5 |
28139-07 |
3 | |
ТН |
- |
- |
- |
- | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М.08, 380 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
140 |
РП "Садовый" Ф-620 6 кВ |
ТТ |
ТОЛ-10-I, 600/5 |
0,5S |
47959-11 |
2 | |
ТН |
НАМИТ-10-2, 6000/100 |
0,5 |
16687-07 |
1 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
141 |
ПС 110/10 кВ «Мебельная» Ф-3 10 кВ |
ТТ |
ТЛМ-10, 400/5 |
0,5 |
2473-00 |
2 | |
ТН |
НАМИ-10, 10000/100 |
0,2 |
11094-87 |
1 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
142 |
ПС 110/10 кВ «Мебельная» Ф-4 10 кВ |
ТТ |
ТЛМ-10, 400/5 |
0,5 |
2473-00 |
2 | |
ТН |
НАМИ-10, 10000/100 |
0,2 |
11094-87 |
1 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
143 |
ПС 110/10 кВ «Мебельная» Ф-9 10 кВ |
ТТ |
ТЛМ-10, 400/5 |
0,5 |
2473-00 |
2 | |
ТН |
НАМИ-10, 10000/100 |
0,2 |
11094-87 |
1 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 | |||
144 |
ПС 110/10 кВ «Мебельная» Ф-10 10 кВ |
ТТ |
ТЛМ-10, 400/5 |
0,5 |
2473-00 |
2 | |
ТН |
НАМИ-10, 10000/100 |
0,2 |
11094-87 |
1 | |||
СЧ |
СЭТ-4ТМ.03М, 100 В; 5(10)А |
0,2S/0,5 |
36697-08 |
1 |
2-й уровень - ИВК включает в себя сервер, технические средства организации каналов связи, автоматизированное рабочее место и программное обеспечение (ПО).
СОЕВ формируется на всех уровнях АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 и выполняет законченную функцию синхронизации времени в ИИК и ИВК в автоматическом режиме.
Принцип действия: аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (трансформаторов тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерений в счетчиках электрической энергии осуществляется микроконтроллером, который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжений и токов производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.
Данные со счетчиков электрической энергии по цифровым интерфейсам при помощи каналообразующей аппаратуры и каналов связи поступают на сервер ИВК.
АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 оснащена СОЕВ, построенной на функционально объединенной совокупности программно-технических средств измерений и коррекции времени, и включает в себя приемник меток времени GPS, устройство сервисное, модули интерфейсов групповые, сервер ИВК и счетчики электрической энергии ИИК.
Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) («шесть точек»), которые поступают на устройство сервисное.
Устройство сервисное принимает СПВ от приемника меток времени GPS, и по началу шестого СПВ производит синхронизацию корректора времени, встроенного в устройство сервисное. Корректор времени представляет собой таймер, ведущий часы, минуты, секунды, миллисекунды.
Сервер ИВК по интерфейсу RS-232C каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с корректора время и сравнивает это время со своим временем. При расхождении времени сервера и корректора более чем на 60 мс, сервер ИВК корректируют свое время по времени корректора. На сервере ИВК установлена программа «NTP-сервер», которая использует таймер сервера ИВК в качестве опорного источника.
Коррекция времени в счетчиках электрической энергии осуществляется с помощью модуля интерфейсов группового (МИГ) из состава каналообразующей аппаратуры ИИК с использованием технологии NTP. Интегрированный в МИГ «NTP-клиент» по сети GPRS с заданным интервалом выполняет синхронизацию собственного таймера с NTP-сервером на ИВК. При условии, что собственный таймер МИГ синхронизирован с NTP-сервером, МИГ обеспечивает проверку времени в счётчиках ИИК подключенных к нему, и, при расхождении времени в счётчиках со временем таймера МИГ более ± 2 с, производит синхронизацию часов счетчиков.
Журналы событий счетчика электрической энергии и ИВК отражают время (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции указанных устройств.
Программное обеспечение
Структура программного обеспечения ИВК:
- общесистемное программное обеспечение включает в себя:
а) операционную систему Microsoft Windows 8.1 Professional;
б) WEB-сервер для публикации WEB-документов;
в) WEB-браузер для просмотра WEB-документов - Microsoft Internet Explorer.
- специальное программное обеспечение включает в себя:
а) базовое программное обеспечение КТС «Энергия+»;
б) дополнительное программное обеспечение КТС «Энергия+»;
в) систему управления базами данных Microsoft SQL Server 2012, Standard Edition;
г) программное обеспечение для нанесения электронной цифровой подписи.
Программное обеспечение реализовано на технологии «клиент-сервер». Серверная часть содержит программы приема и обработки данных, а также SQL-сервер и WEB-сервер.
Серверная часть обеспечивает основные функции - прием, обработку, хранение и публикацию данных.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
- сбор, обработка и хранение результатов измерений;
- автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Ядро: Энергия + Запись в БД: Энергия + Сервер устройств: Энергия + |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
v.6.5 и выше |
Цифровой идентификатор ПО |
B26C3DC337223E643068D2678B83E7FE 28D3B14A74AC235 8BFE3 C1E134D5CCDE 98CB579DEBC07A75B01B3C729A4E5AD1 |
Другие идентификационные данные |
kernel6.exe Writer.exe IcServ.exe |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики дополнительных ИК АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 приведены в таблицах 3 - 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ НЭСК с Изменением №
1 (активная электрическая энергия и средняя мощность)_______________________________________
Номер ИК |
Значение cos ф |
Границы относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95, % | |||||||
в нормальных условиях эксплуатации |
в рабочих условиях эксплуатации | ||||||||
0,02<[1н < I1 < 0,05-I1H |
0,05^н < I1 < 0,2-I1H |
0ЛЬ < I1 < 1Д11н |
1Д11н < I1 < 1,2<11н |
0,02<[1н < I1 < 0,05-!1Н |
0,05^н < I1 < 0,2-I1H |
0ЛЬ < I1 < 1,0-I1H |
1Д11н < I1 < 1,2-I1H | ||
92-94, 99, 100, 141-144 |
1,0 |
Не норм. |
± 1,9 |
± 1,1 |
± 1,0 |
Не норм. |
± 2,0 |
± 1,4 |
± 1,3 |
0,87 |
Не норм. |
± 2,6 |
± 1,5 |
± 1,2 |
Не норм. |
± 2,8 |
± 1,9 |
± 1,7 | |
0,8 |
Не норм. |
± 2,9 |
± 1,7 |
± 1,3 |
Не норм. |
± 3,2 |
± 2,1 |
± 1,8 | |
0,71 |
Не норм. |
± 3,5 |
± 2,0 |
± 1,5 |
Не норм. |
± 3,7 |
± 2,3 |
± 1,9 | |
0,6 |
Не норм. |
± 4,4 |
± 2,4 |
± 1,8 |
Не норм. |
± 4,5 |
± 2,7 |
± 2,2 | |
0,5 |
Не норм. |
± 5,5 |
± 3,0 |
± 2,3 |
Не норм. |
± 5,6 |
± 3,2 |
± 2,5 | |
95, 96, 103-111 |
1,0 |
Не норм. |
± 1,7 |
± 1,0 |
± 0,7 |
Не норм. |
± 1,9 |
± 1,3 |
± 1,1 |
0,87 |
Не норм. |
± 2,5 |
± 1,3 |
± 0,9 |
Не норм. |
± 2,7 |
± 1,8 |
± 1,5 | |
0,8 |
Не норм. |
± 2,8 |
± 1,5 |
± 1,1 |
Не норм. |
± 3,1 |
± 1,9 |
± 1,6 | |
0,71 |
Не норм. |
± 3,4 |
± 1,8 |
± 1,2 |
Не норм. |
± 3,6 |
± 2,1 |
± 1,7 | |
0,6 |
Не норм. |
± 4,3 |
± 2,2 |
± 1,5 |
Не норм. |
± 4,4 |
± 2,5 |
± 1,9 | |
0,5 |
Не норм. |
± 5,3 |
± 2,7 |
± 1,9 |
Не норм. |
± 5,5 |
± 3,0 |
± 2,2 |
Номер ИК |
Значение cos ф |
Границы относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95, % | |||||||
в нормальных условиях эксплуатации |
в рабочих условиях эксплуатации | ||||||||
0,02<!1н < I1 < 0,05-!1Н |
0,05^н < I1 < 0,2-I1H |
0ЛЬ < I1 < 1,0<!1н |
1Д11н < I1 < 1,2<!1н |
0,02<!1н < I1 < 0,05-I1H |
0,05^1н < I1 < 0,2-I1H |
0ЛЬ < I1 < 1,0-11н |
1Д11н < I1 < 1,2-I1H | ||
97, 98, 101, 102, 140 |
1,0 |
± 1,9 |
± 1,1 |
± 1,0 |
± 1,0 |
± 2,1 |
± 1,4 |
± 1,3 |
± 1,3 |
0,87 |
± 2,6 |
± 1,5 |
± 1,2 |
± 1,2 |
± 2,8 |
± 2,0 |
± 1,7 |
± 1,7 | |
0,8 |
± 2,9 |
± 1,7 |
± 1,3 |
± 1,3 |
± 3,2 |
± 2,1 |
± 1,8 |
± 1,8 | |
0,71 |
± 3,5 |
± 2,0 |
± 1,5 |
± 1,5 |
± 3,7 |
± 2,3 |
± 1,9 |
± 1,9 | |
0,6 |
± 4,4 |
± 2,5 |
± 1,8 |
± 1,8 |
± 4,5 |
± 2,7 |
± 2,2 |
± 2,2 | |
0,5 |
± 5,5 |
± 3,0 |
± 2,3 |
± 2,3 |
± 5,6 |
± 3,2 |
± 2,5 |
± 2,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ НЭСК с Изменением №
1 (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
Номер ИК |
Значение sin ф |
Г раницы относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95, % | |||||||
в нормальных условиях эксплуатации |
в рабочих условиях эксплуатации | ||||||||
0,02-I1H < I1 < 0,05-I1H |
0,05-I1H < I1 < 0,2-I1H |
0,2-I1H < I1 < 1,0<!1н |
1,0'11н < I1 < 1,2-I1H |
0,02-I1H < I1 < 0,05-I1H |
0,05-I1H < I1 < 0,2-I1H |
0,2-I1H < I1 < 1,0'11н |
1,0<!1н < I1 < 1,2<!1н | ||
92-94, 99, 100, 141-144 |
1,0 |
Не норм. |
± 1,9 |
± 1,3 |
± 1,1 |
Не норм. |
± 2,6 |
± 2,2 |
2,1 |
0,87 |
Не норм. |
± 2,7 |
± 1,6 |
± 1,3 |
Не норм. |
± 3,7 |
± 3,0 |
2,9 | |
0,8 |
Не норм. |
± 3,1 |
± 1,8 |
± 1,4 |
Не норм. |
± 4,0 |
± 3,1 |
2,9 | |
0,71 |
Не норм. |
± 3,6 |
± 2,1 |
± 1,6 |
Не норм. |
± 4,5 |
± 3,3 |
3,0 | |
0,6 |
Не норм. |
± 4,5 |
± 2,5 |
± 1,9 |
Не норм. |
± 5,2 |
± 3,6 |
3,2 | |
0,5 |
Не норм. |
± 5,6 |
± 3,0 |
± 2,3 |
Не норм. |
± 6,1 |
± 4,0 |
3,5 | |
95, 96, 103-111 |
1,0 |
Не норм. |
± 1,8 |
± 1,1 |
± 0,9 |
Не норм. |
± 2,5 |
± 2,1 |
2,0 |
0,87 |
Не норм. |
± 2,6 |
± 1,4 |
± 1,1 |
Не норм. |
± 3,7 |
± 2,9 |
2,8 | |
0,8 |
Не норм. |
± 3,0 |
± 1,6 |
± 1,2 |
Не норм. |
± 3,9 |
± 3,0 |
2,9 | |
0,71 |
Не норм. |
± 3,5 |
± 1,8 |
± 1,4 |
Не норм. |
± 4,4 |
± 3,2 |
2,9 | |
0,6 |
Не норм. |
± 4,4 |
± 2,3 |
± 1,6 |
Не норм. |
± 5,1 |
± 3,4 |
3,0 | |
0,5 |
Не норм. |
± 5,4 |
± 2,8 |
± 1,9 |
Не норм. |
± 6,0 |
± 3,8 |
3,2 | |
97, 98, 101, 102, 140 |
1,0 |
± 2,1 |
± 1,3 |
± 1,1 |
± 1,1 |
± 2,8 |
± 2,2 |
± 2,1 |
± 2,1 |
0,87 |
± 2,7 |
± 1,8 |
± 1,3 |
± 1,3 |
± 3,7 |
± 3,2 |
± 2,9 |
± 2,9 | |
0,8 |
± 3,1 |
± 2,0 |
± 1,4 |
± 1,4 |
± 4,0 |
± 3,2 |
± 2,9 |
± 2,9 | |
0,71 |
± 3,6 |
± 2,2 |
± 1,6 |
± 1,6 |
± 4,5 |
± 3,4 |
± 3,0 |
± 3,0 | |
0,6 |
± 4,5 |
± 2,6 |
± 1,9 |
± 1,9 |
± 5,2 |
± 3,7 |
± 3,2 |
± 3,2 | |
0,5 |
± 5,6 |
± 3,2 |
± 2,3 |
± 2,3 |
± 6,1 |
± 4,1 |
± 3,5 |
± 3,5 |
Нормальные условия применения:
- температура окружающего воздуха от 15 до 25 °С;
- относительная влажность воздуха от 30 до 80 %;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);
- напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
- коэффициент искажения синусоидальной кривой напряжения и тока не более 2 %;
- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
Рабочие условия применения:
- температура окружающего воздуха: для измерительных трансформаторов от минус 20 до плюс 50 °С; для счетчиков электрической энергии от минус 20 до плюс 45 °С;
- относительная влажность воздуха до 90 % при температуре окружающего воздуха 30 °С;
- атмосферное давление от 70 до 106,7 кПа (от 537 до 800 мм рт. ст.);
- параметры сети: напряжение (0,80 - 1,15)-Uhom; ток для ИК 92-96, 99, 100, 103 - 111 (0,25 - 6,0) А, для ИК 97, 98, 101, 102, 140 (0,1 - 6,0) А; cosф > 0,5; для счетчиков электрической энергии коэффициент третьей гармонической составляющей тока не более 10 %;
- индукция внешнего магнитного поля (для счетчиков) от 0 до 0,5 мТл.
Средний срок службы АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 12 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху, справа) эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания» с Изменением № 1.
Комплектность
В комплект АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 1 входят средства измерений в соответствии с таблицей 1, технические средства и документация, представленные в таблицах 6 и 7 соответственно.
Таблица 6 - Технические средства
Наименование |
Обозначение (тип) |
Количество, шт. |
1 IBM-совместимый промышленный сервер ADVANTECH IPC-610 (мультипортовая плата PCI/8xRS232 C168H/PCI MOXA, плата контроля электропитания сервера, монитор LCD 19", клавиатура, мышь). |
1 | |
2 Источник бесперебойного питания |
Smart-UPS 1000VA | |
(SUA1000RMI2U) |
2 | |
3 СОЕВ: - приемник меток времени GPS; |
НЕКМ.426479.011 ТУ |
1 |
- устройство сервисное. |
НЕКМ.426479.008 ТУ |
1 |
4 АРМ участника ОРЭ |
1 | |
5 Каналообразующая аппаратура: - модуль интерфейсов групповой; |
НЕКМ.426479.015 ТУ |
54 |
- модуль интерфейсов - 02; |
НЕКМ.426479.001 ТУ |
7 |
- модуль интерфейсов - 02М; |
НЕКМ.426479.031 ТУ |
47 |
- модем GSM; |
Siemens TC35i Terminal |
7 |
Cinterion MC-35i Terminal |
36 | |
Cinterion MC-52i Terminal |
13 | |
- модем GSM/GPRS/EDGE; |
Wawecom Fastrack Supreme 10 |
33 |
Wawecom Fastrack Supreme 20 |
10 | |
Wawecom FSU 002 |
11 | |
- коммутатор; |
EKI-2525AE |
1 |
Наименование |
Обозначение (тип) |
Количество, шт. |
- маршрутизатор GSM; |
ER-75i EDGE/GPRS IRZ ER-75iX EDGE/GPRS Router |
1 1 |
6 Комплект ЗИП |
НЕКМ.421451.157 ЗИ |
1 |
Таблица 7 - Эксплуатационная документация
Наименование |
Количество, шт. |
1 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания» (АИИС КУЭ НЭСК). Формуляр-паспорт. |
1 |
2 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания» (АИИС КУЭ НЭСК) с Изменением № 1. Методика поверки. |
1 |
Поверка
Осуществляется по документу МП 46730-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «Независимая Электросетевая Компания» (АИИС КУЭ НЭСК) с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» в августе 2014 г.
Перечень основных средств поверки, применяемых при поверке:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: от 15 до 300 В ± 0,2 %; от 15 до 150 мВ ± 2,0 %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: от 0,05 до 0,25 А ± 1,0 %; от 0,25 до 7,5 А ± 0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Погрешность синхронизации шкалы времени ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ НЭСК с Изменением № 2. Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 17 - 2014 от 02.07.2014 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
При осуществлении торговли.