52505-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Селенгинский ЦКК" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Селенгинский ЦКК"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 52505-13
Производитель / заявитель: ООО "Техносоюз", г.Москва
Скачать
52505-13: Описание типа СИ Скачать 276 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Селенгинский ЦКК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 52505-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Селенгинский ЦКК"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 24 п. 07 от 21.01.2013
Производитель / Заявитель

ООО "Техносоюз", г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 52505-13
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 17.11.2024

Поверители

Скачать

52505-13: Описание типа СИ Скачать 276 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Селенгинский ЦКК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 523232005 в режиме измерений активной электроэнергии, 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени и программное обеспечение (далее - ПО).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер базы данных, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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 преобразуют 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД ЭКОМ-3000, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В качестве резервного канала используется канал на основе GSM связи.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по сотовым каналам связи стандарта GSM, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени синхронизирующего собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСПД «ЭКОМ-3000», установленного в шкафу УСПД. Часы УСПД синхронизированы с часами приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сервер БД синхронизируется с УСПД. Сравнение времени сервера БД с временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи и коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера БД и УСПД ± 1 с. Также при каждом сеансе связи происходит сравнение времени УСПД с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с УСПД в ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Селенгинский ЦКК» используется ПК «Энергосфера», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

Алармер

AlarmSvc.exe

6.4.46.473

817660465EF87190513

38D26E050BCC0

MD5

АРМ Энергосфера

Con-trolAge.exe

6.4.131.1477

3D169EF92523DF2292

560C372DD0C27D

MD5

Архив

Archive.exe

6.4.7.244

0480EDECA3E13AFA E657A3D5F202FC59

MD5

Инсталлятор

Install.exe

6.4.63.677

59AC4172A3688F93F6

80F01E22A12B81

MD5

Консоль администратора

Adcenter.exe

6.4.61.1035

C237BB9A4771889CD 215CB0E1EE1F3B6

MD5

Менеджер программ

SmartRun.exe

6.4.63.677

DC54F5938E73D70D6

EB09BB64188975F

MD5

Редактор расчетных схем

AdmTool.exe

6.4.158.5715

2311196F909ABC6525

6C2276A41688CA

MD5

Ручной ввод

HandInput.exe

6.4.33.319

E2C7BBD88F67F3AB

B781222B97DED255

MD5

Сервер опроса

PSO.exe

6.4.69.1954

BD34231A7C8AE0CC

59C98B3B3A6E7A72

MD5

Тоннелепроклад-чик

TunnelEcom.e

xe

6.4.2.74

89A5EEBD7ABC63E8

8C17E079E0D2BDA2

MD5

Продолжение Таблицы 2

1

2

3

4

5

Центр импор-та/экспорта

expimp.exe

6.4.132.2726

C9FCE49F9A5005947

0CE3ACE8F8C4AB8

MD5

Электроколлектор

ECollect.exe

6.4.61.1185

BDF16FBB4DD9F910 41AA58E27F8DE202

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Энергосфера», включающие в себя ПК «Энергосфера», внесены в Госреестр №31335-06.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Номер точки измерений*

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС «СЦКК» 220/110/6кВ;

РУ-1 ЗРУ-6кВ; яч. ввода 6 кВ АТ-1

ТЛШ-10 У3 Кл.т. 0,5 2000**/5 Зав. № 188

Зав. № 2889

НОМ-6

Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. № 7645

Зав. № 7802

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807120653

ЭКОМ-3000 Зав. №10124174

Активная

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

2

ПС «СЦКК» 220/110/6кВ;

РУ-1 ЗРУ-6кВ; яч. ввода 6 кВ АТ-2

ТЛШ-10 У3

Кл.т. 0,5 2000/5

Зав. № 206

Зав. № 560

НОМ-6 У4 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 6294 Зав. № 6367

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807120660

Активная

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

3

ПС «СЦКК» 220/110/6кВ; РУ-1 ЗРУ-6кВ; 3сш. 6кВ; яч.83

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 21910 Зав. № 22852

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1279

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807125047

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

4

ПС «СЦКК» 220/110/6кВ;

РУ-1 ЗРУ-6кВ;1сш. 6кВ; яч.51

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 47558

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 55476

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. № 851

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807125096

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

5

ПС «СЦКК» 220/110/6кВ;

РУ-1 ЗРУ-6кВ;4сш. 6кВ; яч.72

ТЛП-10-5 У3

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 37086 Зав. № 37087

НТМИ-6-66 У3

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 9541

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807125110

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

6

ПС «СЦКК» 220/110/6кВ;

РУ-1 ЗРУ-6кВ; 2сш. 6кВ; яч.50

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 42154 Зав. № 47025

НТМИ-6-66 У3

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 8831

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807125124

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

7

ПС «СЦКК» 220/110/6кВ; РУ-1 ЗРУ-6кВ; 2сш. 6кВ; яч.60

ТЛП-10-5 У3

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 37088 Зав. № 37089

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807125275

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ТП-39 6/0,4кВ; РУ-0,4 кВ; фидер ИП Г убанова

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 2101008

Зав. № 2101007

Зав. № 2101004

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108120918

ЭКОМ-3000 Зав. №10124174

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

9

ТП-37 6/0,4кВ; РУ-0,4 кВ; фидер ООО «Бурят-терминал»

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 100/5

Зав. № 2051692

Зав. № 2050897

Зав. № 2051659

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108120925

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

10

ГРУ-6кВ;

2сш. 6кВ; реактор 203; 2сш. 6кВ; яч.

74

ТЛО-10 У3 Кл.т. 0,5S 150/5 Зав. № 37084 Зав. № 37085

НТМИ-6-66

У3

Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 5426

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807125291

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

11

ГРУ-6кВ;

2сш. 6кВ; реактор 208; 1сш. 6кВ; яч.

79

ТОЛ-10

УХЛ2.1

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 19246 Зав. № 19248

НОМ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 192

Зав. № 6232

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807125359

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

12

ТП-18 «АТЦ» 6/0,4кВ; РУ-0,4кВ; фидер ИП Демин

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 150/5

Зав. № 2054949

Зав. № 2054942

Зав. № 2054948

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108120932

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

13

РУ-5 6кВ; 2сш. 6кВ; яч. 23

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 63655 Зав. № 84065

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 561

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807125656

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

14

РУ-5 6кВ; 1сш. 6кВ; яч. 22

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 38107 Зав. № 20388

НТМИ-6-66 У3

Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. № ВСТА

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807125691

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

15

ТП-40 6/0,4кВ; РУ-0,4кВ

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 2101015

Зав. № 2100998

Зав. № 2101002

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108121227

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

16

ТП-49 6/0,4кВ; РУ-0,4кВ; 1сш. 0,4кВ; яч. фидера «СЭМ»

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 100/5

Зав. № 2050903

Зав. № 2049885

Зав. № 2050886

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108121234

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

17

ТП-49 6/0,4кВ; РУ-0,4кВ; 1сш. 0,4кВ; яч. фидера «Зейналов»

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 100/5

Зав. № 2051696

Зав. № 2050887

Зав. № 2051690

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108121241

ЭКОМ-3000 Зав. №10124174

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

18

ВПУ 6кВ; на отпайке от оп. №32 ВЛ-6кВ «Клюквенная» в сторону ТП-23 6/0,4кВ

ТОЛ-10-1-2 У2

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 18768 Зав. № 18663

ЗНОЛ.06-6

У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2002700 Зав. № 2002476 Зав. № 2002481

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 0.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1109122407

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

19

ТП-62 6/0,4кВ; РУ-0,4кВ; яч. Ввода 0,4кВ

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 2101018

Зав. № 2101019

Зав. № 2101009

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108121255

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

20

ТП-59 6/0,4кВ; РУ-0,4кВ; яч. ввода 0,4кВ

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 2100997

Зав. № 2100996

Зав. № 2101013

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108121262

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

21

ТП-61

6/0,4кВ; РУ-0,4кВ; яч. ввода 0,4кВ

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 2101005

Зав. № 2101000

Зав. № 2101010

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108121269

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

22

ВПУ 6кВ; яч. фидера 6кВ в сторону ТП-

ЖБИ-1

6/0,4кВ

ТОЛ-10-1-2 У2

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 20387 Зав. № 20385

ЗНОЛ.06-6

У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2002482 Зав. № 2002479 Зав. № 2002475

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 0.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1109122414

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

23

ТП-32 6/0,4кВ; РУ-0,4кВ; яч. 1

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 100/5

Зав. № 2049900

Зав. № 2051698

Зав. № 2051668

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108121276

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

24

ТП-32 6/0,4кВ; РУ-0,4кВ; яч. 2

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 2101012

Зав. № 2101016

Зав. № 2100999

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1109121520

ЭКОМ-3000 Зав. №10124174

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

25

ТП-44 6/0,4кВ; РУ-0,4кВ; ввод 0,4кВ ООО «Мегафон»

ТОП-0,66-3-0,5 У3

Кл.т. 0,5 50/5

Зав. № 2052378

Зав. № 2052357

Зав. № 2052363

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 4.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1109121562

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

26

ТП-ЖБИ-1 6/0,4кВ; РУ-6кВ; ввод №2 яч. 6

ТЛП-10-5 У3

Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 37090 Зав. № 37091

НТМИ-6-66 У3

Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. № ВВВР

ПСЧ-4ТМ.05МК.0 0.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1109122421

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

27

ПС «СЦКК» 220/110/6кВ; ОРУ-110кВ; яч. ввода 110кВ АТ-1

ТФНД-110М

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 805 Зав. № 945 Зав. № 956

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 2600 Зав. № 2704 Зав. № 2844

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807120667

Активная

Реактивная

±1,0

±2,0

±2,9

±4,6

28

ПС «СЦКК» 220/110/6кВ; ОРУ-110кВ; яч. ввода 110кВ АТ-2

ТФНД-110М

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1574 Зав. № 1573 Зав. № 1638

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 2927 Зав. № 2890 Зав. № 2599

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807120668

Активная

Реактивная

±1,0

±2,0

±2,9

±4,6

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cosф = 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С.

5. Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети для ИК: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosф = 0,9 инд.;

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) Ih1; коэффициент мощности cosф(smф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50°С; счетчиков - от минус 40 °С до + 60 °С; УСПД - от минус 10 °С до + 50 °С; ИВК - от + 10 °С до + 25 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

6. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- УСПД «ЭКОМ-3000» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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 УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция часов счетчиков и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиками;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчиков;

- УСПД;

Возможность корректировки часов в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Селенгинский ЦКК» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Госреестр

Количество

Трансформатор тока ТЛШ-10 У3

6811-78

4 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10

1276-59

3 шт.

Трансформатор тока ТПЛМ-10

2363-68

7 шт.

Трансформатор тока ТЛП-10-5 У3

30709-11

6 шт.

Трансформатор тока ТОП-0,66-3-0,5 У3

47959-11

36 шт.

Трансформатор тока ТЛО-10 У3

25433-11

2 шт.

Трансформатор тока ТОЛ-10 УХЛ2.1

7069-07

2 шт.

Трансформатор тока ТОЛ-10-1-2 У2

47959-11

4 шт.

Трансформатор тока ТФНД-110М

2793-71

6 шт.

Трансформатор напряжения НОМ-6

159-49

6 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66

2611-70

7 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-6

831-53

1 шт.

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 У3

46738-11

6 шт.

Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

6 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

4 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-08

9 шт.

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК

46634-11

15 шт.

Устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000

17049-09

1 шт.

Методика поверки

-

1 шт.

Формуляр

-

1 шт.

Руководство по эксплуатации

-

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 52505-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Селенгинский ЦКК». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в декабре 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

• ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрическиой энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167.РЭ1;

• СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

• Устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 - по методике «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП»;

• 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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Селенгинский ЦКК» .

Нормативные документы

1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

4. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

5. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

52506-13
МГП Манометры газовые грузопоршневые
ООО "Альфапаскаль", г.Челябинск
52507-13
DIH Преобразователи вторичные цифровые
Фирма "WIKA Alexander Wiegand SE & Co. KG", Германия
Default ALL-Pribors Device Photo
52508-13
И-2012 Радиозонды малогабаритные
ООО "НПФ Мультиобработка", г.Каменск-Уральский, Свердловской области
52509-13
КВ Весы крановые
ООО "ПетВес", г.С.-Петербург
Default ALL-Pribors Device Photo
5251-76
СПАК-4М Аппаратура акустического каротажа комплексная
Завод геофизприборостроения, г.Уфа
Разрешен серийный выпуск до 01.01.1988