69166-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК Гарант" в составе ЕЦСОИ ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК Гарант" в составе ЕЦСОИ ОАО "ЭнергосбыТ Плюс"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 69166-17
Производитель / заявитель: ООО "Спецэнергопроект", г.Москва
Скачать
69166-17: Описание типа СИ Скачать 132.4 КБ
69166-17: Методика поверки МП 206.1-281-2017 Скачать 9.5 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК Гарант" в составе ЕЦСОИ ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК Г арант» в составе ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 69166-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК Гарант" в составе ЕЦСОИ ОАО "ЭнергосбыТ Плюс"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 465
Производитель / Заявитель

ООО "Спецэнергопроект", г.Москва

Поверка

Зарегистрировано поверок 4
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 4 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 24.11.2024

Поверители

Скачать

69166-17: Описание типа СИ Скачать 132.4 КБ
69166-17: Методика поверки МП 206.1-281-2017 Скачать 9.5 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета ООО «ЭСК Гарант» в составе ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ, представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С-70, ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ЭСК Гарант» в составе ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», включающий каналообразующую аппаратуру, кластер виртуальных серверов баз данных (БД) ПАО «МРСК Центра и Приволжья», виртуальный сервер БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», устройства синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечением (ПО) «Энергосфера» и «Пирамида».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, синхронизации времени, обработки указанной информации, а также приему и передаче этой информации субъектам электроэнергетики и иным организациям.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее передача по беспроводным линиям связи (посредством GSM-модемов) на сервер БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья».

На сервере БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, а также передача информации на сервер БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» с помощью сети Интернет. Сервер БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» производит сбор, обработку, хранение, отображение, прием и передачу информации. Сервер БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режим посредством электронной почты сети Интернет.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется, в том числе, с АРМ операторов АИИС КУЭ.

Передача информации прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронноцифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по каналу связи Интернет через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая

выполняет задачу  синхронизации  времени АИИС КУЭ со  шкалой  единого

координированного времени UTC с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS УССВ на базе УСВ-2 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 41681-10) и УСВ-2 (Рег. №41681-09). Погрешность часов УССВ не более ±5 с.

Коррекция часов сервера БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» выполняется с помощью УСВ-2 ежесекундно в автоматическом режиме.

Коррекция часов сервера БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья» выполняется с помощью УСВ-2 ежечасно в автоматическом режиме.

Контроль времени в часах УСПД выполняет сервер БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья» при каждом сеансе опроса. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и сервера БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья» более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчика проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 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 УСПД и сервера.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в эксплуатационную документацию.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Энергосфера» и ПО «Пирамида 2000» (или выше: «Пирамида-Сети»). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм   вычисления   контрольной   суммы

исполняемого кода

MD5

Наименование программного модуля ПО

pso metr.dll

Идентификационное наименование ПО

«Пирамида 2000»

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1ca480ac

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

56f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Идентификационное наименование ПО

«Пирамида Сети»

BinaryPackControls.dll

EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1

5476

CheckDataIntegrity.dll

E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754

D5C7

ComIECFunctions.dll

BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16

CE27

ComModbusFunctions.dll

AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F

C917

ComStdFunctions.dll

EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6

E373

DateTimeProcessing.dll

D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056

FA4D

SafeValuesDataUpdate.dll

B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F

C8AB

SimpleVerifyDataStatuses.dll

61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C

6A39

SummaryCheckCRC .dll

EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5

ValuesDataProcessing.dll

81A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.

аблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД, УССВ

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110 кВ Фурманов-1, ВЛ110 кВ Фурманов-Клементьево

ТФМ-110

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. №16023-97

ТФЗМ-110Б-ШУ1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. №2793-71

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №14205-05

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №1188-84

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №3669708

СИКОН С70 Рег. №2882205 УСВ-2, Рег. №41681-10

2

ПС 110 кВ Фурманов-1, отпайка от ВЛ110 кВ Приволжская-1

ТФЗМ-110Б-

ШУ1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. №2793-71

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №3669708

3

ПС 110 кВ Фурманов-1, отпайка от ВЛ110 кВ Приволжская-2

ТФЗМ-110Б-ШУ1

Кл.т. 0,5 600/5

Рег. №2793-71

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №3669708

4

ПС 110 кВ Заволжск, ВЛ-110 кВ Заволжск-Александрово

ТФНД-110М

Кл.т. 0,5 300/5 Рег. №2793-71

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94

НКФ-110

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Рег. №26452-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №3669712

СИКОН С70 Рег. №2882205 УСВ-2, Рег. №41681-10

5

ПС 110 кВ Писцово, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Писцово-

Нерехта

ТБМО-110-УХЛ1 Кл.т. 0,2 600/5 Рег. №23256-02

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3

Рег. №24218-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №3669712

СИКОН С70 Рег. №2882205 УСВ-2, Рег. №41681-10

6

ПС 110 кВ Подозерская, отпайка от ВЛ110 кВ Писцово-Нерехта

ТФМ-110

Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 16023-97

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №1188-84

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №3669712

ЭКОМ-3000 Рег. №1704909 УСВ-2, Рег. №41681-10

1

2

3

4

5

6

7

ПС 110 кВ Приволжск, ВЛ110 кВ Приволжская-1

ТФЗМ-110Б-ШУ1

Кл.т. 0,5 200/5 Рег. №2793-71

НКФ-110

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №26452-04

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

СИКОН С-70 Рег. №2882205 УСВ-2, Рег. №41681-10

8

ПС 110 кВ Приволжск, ВЛ110 кВ Приволжская-2

ТФЗМ-110Б-ШУ1

Кл.т. 0,5 200/5

Рег. №2793-71

НКФ-110

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №26452-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

СИКОН С-70 Рег. №2882205 УСВ-2, Рег. №41681-10

9

ПС 110 кВ Узбекистан, отпайка от ВЛ110 кВ Приволжская-2

ТФЗМ-110Б-ШУ1

Кл.т. 0,5 100/5

Рег. №2793-71

НКФ-110

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №26452-04

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. №1704909 УСВ-2, Рег. №41681-10

10

ПС 110 кВ Узбекистан, отпайка от ВЛ110 кВ Приволжская-1

ТФЗМ-110Б-ШУ1

Кл.т. 0,5 100/5

Рег. №2793-71

НКФ-110

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №26452-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

11

ПС 110 кВ Осановец, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ110 кВ Юрьев-

Польский-Осановец

ТФЗМ-110Б-1У1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. №2793-71

ТБМО-110-

УХЛ1

Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. №23256-11

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3

Рег. №24218-08

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. №1704909 УСВ-2, Рег. №41681-10

12

ПС 110 кВ Шуя-1, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Шуя-Заря

ТФЗМ-110Б-ШУ1

Кл.т. 0,5 400/5

Рег. №2793-71

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №14205-05

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

СИКОН С-70 Рег. №2882205 УСВ-2, Рег. №41681-10

13

ПС 110 кВ Колобово, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1

ТФНД-110М

Кл.т. 0,5 150/5

Рег. №2793-71

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №1188-84

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. №1704909 УСВ-2, Рег. №41681-10

14

ПС 110 кВ Камешково, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Ковров-Камешково

ТФЗМ-110Б-ШУ1

Кл.т. 0,5 600/5

Рег. №2793-71

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №1188-84

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

СИКОН С-70 Рег. №2882205 УСВ-2, Рег. №41681-10

1

2

3

4

5

6

15

ПС 110 кВ Колобово, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2

ТОГФМ-110

Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. №53344-13

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №1188-84

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №26452-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. №1704909 УСВ-2, Рег. №41681-10

16

ПС 110 кВ Камешково, ОМВ 110 кВ

ТФМ-110

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 16023-97

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №1188-84

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-08

СИКОН С-70 Рег. №2882205 УСВ-2, Рег. №41681-10

17

ПС Пучеж 110кВ, ОМВ-110кВ

ТФЗМ-110Б-1У1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. №2793-71

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №1188-84

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

СИКОН С-70 Рег. №2882205 УСВ-2, Рег. №41681-10

18

ПС 110 кВ Пучеж, 2 с.ш., ввод ВЛ-110 кВ Нижегородская ГЭС - Пучеж с отп. на ПС 110 кВ Губцевская

ТФЗМ-110Б-1У1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. №2793-71

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

19

ПС110 кВ Верещагино, ввод ВЛ-110 кВ Чистовская -Верещагино

ТФЗМ-110Б-1У1

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. №2793-71

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3

Рег. №1188-84

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. №1704909 УСВ-2, Рег. №41681-10

20

ПС 110кВ Залесье, РУ-10кВ, фид. №183

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. №1856-63

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100

Рег. №20186-05

СЭТ-4ТМ.-02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-08

СИКОН С-70 Рег. №2882205 УСВ-2, Рег. №41681-10

21

ПС 110кВ Залесье 110/10кВ, РУ-10кВ, фид. №186

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. №2473-05

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. №20186-05

СЭТ-4ТМ.-02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-08

П р и м е ч а н и я:

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов, с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец не претендует на улучшение метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИИК

Номер ИК

Вид электрической энергии

Границы основной погрешности, (±6), %

Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), %

1

2

3

4

1-4, 6-10, 12-14, 16-21

Активная Реактивная

1.1

2,7

3,0

4,7

5

Активная Реактивная

0,6

1,3

1,4

2,5

11

Активная Реактивная

0,9

2,4

2,9

4,6

15

Активная Реактивная

0,8

1,8

1,6

2,7

Примечания:  В качестве характеристик погрешности И

допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной веро Характеристики погрешности ИК указаны для измерений электроэнергии на интервале времени 30 минут.

Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков плюс 30 °C.

К установлены границы ятности, равной 0,95. активной и реактивной

от 1ном cos9 = 0,8 инд и

для ИК №№ 1-30 от 0 до

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

21

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos9

- температура окружающей среды, оС

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС

от 90 до 110

от 2 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +70

от -40 до +65

от +10 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М

140000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.02

140000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Предел допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

-защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени (функция автоматизирована) в:

- электросчетчиках;

- УСПД;

- ИВК.

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность (функция автоматизирована):

- измерений 30 мин;

- сбора 30 мин.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средств измерения.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество, шт.

1

2

3

Трансформатор тока

ТФМ-110

8

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-1У1

11

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-ШУ1

25

Трансформатор тока

ТФНД-110М

6

Трансформатор тока

ТБМО-110-УХЛ1

3

Трансформатор тока

ТБМО-110-УХЛ1

1

Трансформатор тока

ТОГФМ-110

3

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

6

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

2

Трансформатор напряжения

НКФ-110-83 У1

20

Трансформатор напряжения

НКФ-110

14

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

2

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

15

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.02М.02

4

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С-70

8

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

5

Устройство синхронизации системного

УСВ-2

1

1

2

3

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-2

1

Программное обеспечение

ПО «Энергосфера»

1

Программное обеспечение

ПО «Пирамида»

1

Методика поверки

МП 206.1-281-2017

1

Паспорт-Формуляр

016-09-17.ПФ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК Гарант» в составе ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы

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

Смотрите также

69167-17
Каналы измерительные автоматизированной системы контроля остойчивости
ФГУП "Крыловский государственный научный центр", г.С.-Петербург
Каналы измерительные автоматизированной системы контроля остойчивости (далее - ИК АСКО) предназначены для измерений углов крена, углов дифферента, разности давлений и отображения результатов измерений.
69169-17
Altosonic V Счетчики ультразвуковые
Фирма "Krohne Altometer", Нидерланды
Счетчики ультразвуковые «Altosonic V» (далее - СИ) предназначены для измерений объема жидкостей в напорных трубопроводах.
69170-17
FCB/FCH Расходомеры-счетчики массовые
Фирма "ABB Automation Products GmbH", Германия
Расходомеры-счетчики массовые FСB/FCH (далее расходомеры) предназначены для измерений массового расхода, массы, плотности и вычисления объемного расхода и объема жидкости.
Преобразователи лазерного излучения измерительные пироэлектрические серии PE (далее по тексту - преобразователи серии РЕ) предназначены для преобразования энергии импульсного лазерного излучения в электрический сигнал.
69172-17
Topenar Теплосчетчики
ООО "ТОПЕНАР", г.Новосибирск
Теплосчетчики Topenar (далее - теплосчетчики) предназначены для измерения количества теплоты (тепловой энергии), объема, температуры, разницы температур теплоносителя в закрытых водяных системах теплоснабжения при распределении в многоквартирных дома...