Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Электросервис-Сети"
Номер в ГРСИ РФ: | 59267-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
59267-14: Описание типа СИ | Скачать | 124.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросервис-Сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 59267-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Электросервис-Сети" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1938 п. 13 от 05.12.2014 |
Производитель / Заявитель
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 1904/550-2014 |
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 | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
59267-14: Описание типа СИ | Скачать | 124.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросервис-Сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные 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 электрической энергии (далее по тексту - счетчики) 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.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (далее по тексту - сервер), устройство синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
- 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;
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных
параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по основному (сотовый канал связи стандарта GSM) и резервному (сотовый канал связи стандарта GPRS) поступает на верхний уровень, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Передача информации по группам точек поставки в ПАК ОАО «АТС» и 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 с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени УСВ-2, ИВК «ИКМ-Пирамида» и счетчиков. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УСВ-2 входит GPS-приемник.
Сравнение показаний часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида».
Сравнение показаний часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида» вне зависимости от величины расхождения показаний часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида», но не чаще одного раза в сутки.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 1
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
MD5 |
CalcLeakage.dll |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | ||
CalcLosses.dll |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
1 |
2 |
3 |
4 |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
ParseBin.dll |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | ||
ParseIEC.dll |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | ||
ParseModbus.dll |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 | ||
ParsePiramida.dll |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | ||
SynchroNSI.dll |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 | ||
VerifyTime.dll |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет одну единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
№ ИК |
Наименование ИИК |
Состав ИИК |
ИВК |
Вид электроэнер гии | ||
ТТ |
ТН |
Счетчик | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
Столбовые пункты учета | ||||||
1 |
ПКУ Ф. № 1 ИМАН |
ТЛО-10 Зав. № 29 454 Зав. № 29 452 100/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-10 Зав. № 1006974 Зав. № 1006590 Зав. № 1006973 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Зав. № 0609110495 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
2 |
ПКУ Ф. № 2 ИМАН |
ТЛО-10 Зав. № 29 450 Зав. № 29 451 100/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-10 Зав. № 1006875 Зав. № 1006969 Зав. № 1006931 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Зав. № 0609110374 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная | |
3 |
ПКУ Ф. № 5 ИМАН |
ТВ-ЭК Зав. № 29460 Зав. № 29461 200/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-10 Зав. № 1007250 Зав. № 1007255 Зав. № 1007324 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Зав. № 0609110903 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
4 |
ПКУ Ф. № 9 ИМАН |
ТВ-ЭК Зав. № 29462 Зав. № 29463 200/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-10 Зав. № 1007358 Зав. № 1007405 Зав. № 1007179 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Зав. № 0609110479 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
5 |
ПКУ Ф. № 11 ИМАН |
ТВ-ЭК Зав. № 29456 Зав. № 29457 150/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-10 Зав. № 1006907 Зав. № 1007463 Зав. № 1005215 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Зав. № 0609110981 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная | |
6 |
ПКУ Ф. № 12 ИМАН |
ТЛО-10 Зав. № 29 455 Зав. № 29 453 100/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-10 Зав. № 1006993 Зав. № 1004888 Зав. № 1006947 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Зав. № 0608112723 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная | |
7 |
ПКУ Ф. № 13 ИМАН |
ТВ-ЭК Зав. № 29459 Зав. № 29458 300/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-10 Зав. № 1007359 Зав. № 1007400 Зав. № 1007538 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Зав. № 0609110868 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная | |
ПС 35/10 кВ «Лазо» | ||||||
8 |
Ф. № 5 ЛАЗО |
ТОЛ-10-I Зав. № 21210 Зав. № 20745 100/5 Кл.т. 0,5S |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Зав. № 3035 10000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809111476 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
ПС 35/10 кВ «ДОК» | ||||||
9 |
Ф. № 3 ДОК |
ТОЛ-10-I Зав. № 21105 Зав. № 21209 100/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Зав. № 00202-10; 00199-10 Зав. № 00203-10; 00200-10 Зав. № 00204-10; 00201-10 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0812137984 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
10 |
Ф. № 7 ДОК |
ТОЛ-10-I Зав. № 10478 Зав. № 1633 200/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Зав. № 00202-10; 00199-10 Зав. № 00203-10; 00200-10 Зав. № 00204-10; 00201-10 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0812135423 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная | |
11 |
Ф. № 8 ДОК |
ТОЛ-10-I Зав. № 58360 Зав. № 58273 300/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Зав. № 00202-10; 00199-10 Зав. № 00203-10; 00200-10 Зав. № 00204-10; 00201-10 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809111588 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная | |
12 |
Ф. № 9 ДОК |
ТОЛ-10-I Зав. № 20792 Зав. № 20794 75/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Зав. № 00202-10; 00199-10 Зав. № 00203-10; 00200-10 Зав. № 00204-10; 00201-10 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809112068 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
ПС 35/6 кВ «ЛДК» | ||||||
13 |
Ф. № 1 ЛДК |
ТОЛ-10-I Зав. № 21094 Зав. № 21096 150/5 Кл.т. 0,5S |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Зав. № 3634 6000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809112033 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
14 |
Ф. № 2 ЛДК |
ТПЛ-10-М Зав. № 4878 Зав. № 4866 300/5 Кл.т. 0,5S |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Зав. № 3634 6000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809111581 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная | |
15 |
Ф. № 7 ЛДК |
ТПЛ-10-М Зав. № 4991 Зав. № 4993 200/5 Кл.т. 0,5S |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Зав. № 3721 6000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809111531 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная | |
16 |
Ф. № 10 ЛДК |
ТПЛ-10-М Зав. № 5014 Зав. № 4992 200/5 Кл.т. 0,5S |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Зав. № 3721 6000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809111461 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная | |
ПС 35/10 кВ «Губерово» | ||||||
17 |
Ф. № 11 Губерово |
ТПЛ-10-М Зав. № 188 Зав. № 190 100/5 Кл.т. 0,5S |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Зав. № 3749 10000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809112182 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
18 |
Ф. № 12 Губерово |
ТПЛ-10-М Зав. № 5092 Зав. № 3166 50/5 Кл.т. 0,5S |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Зав. № 3034 10000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809112124 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
19 |
Ф. № 17 Губерово |
ТПЛ-10-М Зав. № 145 Зав. № 194 100/5 Кл.т. 0,5S |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Зав. № 3034 10000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809112077 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная | |
ПС 35/10 кВ «Пожарское» | ||||||
20 |
Ф. № 1 Пожарское |
ТПЛ-10-М Зав. № 5101 Зав. № 5103 150/5 Кл.т. 0,5S |
НТМИ-10-66 Зав. № 267 10000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809111383 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
ПС 110/35/10 кВ «Новопокровка» | ||||||
21 |
Ф. № 2 Новопокровка |
ТОЛ-10-1М Зав. № 20772 Зав. № 20788 200/5 Кл.т. 0,5S |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Зав. № 3750 10000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0809111369 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
ТП № 1 | ||||||
22 |
ТП № 1 |
Т-0,66 М У3 Зав. № 694425 Зав. № 694430 ТТН-Ш Зав. № 104155282 50/5 Кл.т. 0,5S |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Зав. № 0803145066 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
ТП № 3 | ||||||
23 |
ТП № 3 |
Т-0,66 М У3 Зав. № 027269 Зав. № 027271 Зав. № 840952 100/5 Кл.т. 0,5S |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Зав. № 0803145826 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
ТП № 4 | ||||||
24 |
ТП № 4 |
Т-0,66 М У3 Зав. № 873937 Зав. № 873932 Зав. № 873935 150/5 Кл.т. 0,5S |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Зав. № 0803145109 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
КТПН № 115 | ||||||
25 |
КТПН № 115 |
Т-0,66 У3 Зав. № 44620 Зав. № 44458 Зав. № 44522 300/5 Кл.т. 0,5S |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Зав. № 0808111183 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 424 |
Активная Реактивная |
Таблица 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
Номер ИК |
COSф |
51(2)%- |
85 %, |
§20 %, |
8100 %, |
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I reM<I 20 % |
I20 %—^м^^/о |
I100 %— W1120% | ||
1 - 21 |
1,0 |
±2,1 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
0,9 |
±2,5 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
0,8 |
±3,0 |
±1,7 |
±1,3 |
±1,3 | |
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 |
0,5 |
±5,5 |
±3,1 |
±2,3 |
±2,3 | |
22 - 25 |
1,0 |
±2,0 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,8 |
0,9 |
±2,4 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,9 | |
0,8 |
±2,9 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,1 | |
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН - ) |
0,7 |
±3,5 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,3 |
0,5 |
±5,4 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,9 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
Номер ИК |
sin-j |
§1(2)%, |
85 %, |
§20 %, |
8100 %, |
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I reM<I 20 % |
I20 %—Iизм<I100% |
I100 %— км—1120% | ||
1 - 21 |
0,9 |
±5,8 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,7 |
0,8 |
±5,8 |
±2,9 |
±2,1 |
±2,1 | |
(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,7 |
±5,8 |
±2,5 |
±1,8 |
±1,8 |
0,5 |
±5,8 |
±2,1 |
±1,5 |
±1,5 | |
22 - 25 |
0,9 |
±5,6 |
±3,5 |
±2,3 |
±2,3 |
0,8 |
±5,6 |
±2,7 |
±1,8 |
±1,8 | |
(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН - ) |
0,7 |
±5,6 |
±2,3 |
±1,5 |
±1,5 |
0,5 |
±5,6 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,3 |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
Номер ИК |
СО8ф |
§1(2)%, |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, |
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %<I reM<I 20 % |
I20 “o^Iibm^IkWo |
I100 “о^изм—1120% | ||
1 - 21 |
1,0 |
±2,7 |
±2,1 |
±2,0 |
±2,0 |
0,9 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,2 |
±2,2 | |
0,8 |
±3,5 |
±2,6 |
±2,4 |
±2,4 | |
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,7 |
±4,0 |
±3,0 |
±2,6 |
±2,6 |
0,5 |
±5,8 |
±3,9 |
±3,3 |
±3,3 | |
22 - 25 |
1,0 |
±2,6 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,9 |
0,9 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,0 |
±2,0 | |
0,8 |
±3,4 |
±2,5 |
±2,2 |
±2,2 | |
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН - ) |
0,7 |
±3,9 |
±2,8 |
±2,5 |
±2,5 |
0,5 |
±5,6 |
±3,7 |
±3,1 |
±3,1 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
Номер ИК |
sin-j |
§1(2)%- |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, |
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %<I reM<I 20 % |
I20 “o^Iibm^IkWo |
I100 “о^изм—1120% | ||
1 - 21 |
0,9 |
±7,2 |
±5,7 |
±5,1 |
±5,1 |
0,8 |
±7,1 |
±4,9 |
±4,5 |
±4,5 | |
(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,7 |
±7,0 |
±4,6 |
±4,3 |
±4,3 |
0,5 |
±6,9 |
±4,3 |
±4,0 |
±4,0 | |
22 - 25 |
0,9 |
±7,1 |
±5,5 |
±4,8 |
±4,8 |
0,8 |
±6,9 |
±4,8 |
±4,4 |
±4,4 | |
(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН - ) |
0,7 |
±6,8 |
±4,5 |
±4,2 |
±4,2 |
0,5 |
±6,7 |
±4,2 |
±3,9 |
±3,9 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 5i(2)%q для со8ф<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,99^Uhom до 1,01-Uhom;
- сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 21 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9/Uhom до 1,1-Uhom;
- сила тока от 0.01Ji iom до 1,2^Ihom;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от минус 17 до плюс 33 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. 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;
Всего листов 10
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08), ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не
менее 165000 часов;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для УСВ-2 < 2 часа;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Наличие фиксации в журнале событий сервера следующих событий:
- фактов параметрирования;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени;
- фактов пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений-не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
Наименование |
Количество, шт. |
Трансформатор тока ТЛО-10 (Госреестр № 25433-11) |
6 |
Трансформатор тока ТВ-ЭК (Госреестр № 39966-10) |
8 |
Трансформатор тока ТОЛ-10-I (Госреестр № 47959-11) |
10 |
Трансформатор тока ТОЛ-10-I (Госреестр № 15128-07) |
2 |
Трансформатор тока ТПЛ-10-М (Госреестр № 47958-11) |
14 |
Трансформатор тока ТОЛ-10-1М (Госреестр № 36307-07) |
2 |
Трансформатор тока Т-0,66 (Госреестр № 36382-07) |
11 |
Трансформатор тока ТТН-Ш (Госреестр № 41260-09) |
1 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ (Госреестр № 46738-11) |
21 |
Трансформатор напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 (Госреестр № 20186-05) |
6 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10 (Госреестр № 35956-07) |
6 |
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 (Госреестр № 831-69) |
1 |
Счётчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М (Госреестр № 36355-07) |
7 |
Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) |
13 |
Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) |
5 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» (Госреестр № 45270-10) |
1 |
Устройство синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-10) |
1 |
Методика поверки |
1 |
Паспорт - формуляр ВЛСТ 842.00.000 ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1904/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросервис-Сети». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2014 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.001И1», утверждённому ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: ВЛСТ 842.00.000 МИ «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ООО «Электросервис-Сети» для оптового рынка электроэнергии», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.