Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК Гарант" в составе ЕЦСОИ ОАО "ЭнергосбыТ Плюс"
| Номер в ГРСИ РФ: | 69166-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Спецэнергопроект", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК Г арант» 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.
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" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | fd35b0b4-bd47-761f-1c39-958a8e3b2a05 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО "Спецэнергопроект", г.Москва.
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 10 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 14.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
69166-17: Описание типа
2021-69166-17.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 361.6 КБ | |
|
69166-17: Методика поверки
2017-mp69166-17.pdf
|
Скачать | 311.8 КБ | |
|
69166-17: Описание типа
2025-69166-17.pdf
|
Скачать | 148.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 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 измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
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 (далее - УСПД) и 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 АО «ЭнергосбыТ Плюс», устройства синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечением (ПО) «Энергосфера» и «Пирамида-Сети».
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 АО «ЭнергосбыТ Плюс» с помощью сети Интернет. Сервер БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» производит сбор, обработку, хранение, отображение, прием и передачу информации. Сервер БД ЕЦСОИ АО «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 электронно- цифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД ЕЦСОИ АО «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 АО «ЭнергосбыТ Плюс» выполняется с помощью УСВ-2 (Рег. №41681-09) ежесекундно в автоматическом режиме.
Коррекция часов сервера БД ПАО «МРСК Центра и Приволжья» выполняется с помощью УСВ-2 (Рег. №41681-10) 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.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 465. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, типографским способом. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энергосфера» и ПО «Пирамид-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-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.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД, УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ Фурманов-1, ВЛ- 110 кВ Фурманов-Клементьево |
ТФМ-110 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. №16023-97 ТФЗМ-110Б-ШУ1 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. №2793-71 |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №14205-05 НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697- 08 Зав.№ 0810125941 |
СИКОН С-70 Рег. №28822- 05 УСВ-2 Рег.№41681-10 |
|
2 |
ПС 110 кВ Фурманов-1, отпайка от ВЛ110 кВ Приволжская-1 |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. №2793-71 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-08 | ||
|
3 |
ПС 110 кВ Фурманов-1, отпайка от ВЛ110 кВ Приволжская-2 |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. №2793-71 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ Заволжск, ВЛ110 кВ Заволжск-Александрово |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. №2793-71 |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №26452-04 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697- 12 |
СИКОН С-70 Рег. №28822- 05 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 Ктт 600/5 Рег. №23256-02 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №24218-08 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697- 12 |
СИКОН С-70 Рег. №28822- 05 УСВ-2 Рег.№41681-10 |
|
6 |
ПС 110 кВ Подозерская, отпайка от ВЛ-110 кВ Писцово- Нерехта |
ТФМ-110 Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 16023-97 Зав.№ 7058 |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697- 12 |
ЭКОМ-3000 Рег. №17049- 09 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ПС 110 кВ Приволжск, ВЛ- 110 кВ Приволжская-1 |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. №2793-71 |
НКФ-110 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
СИКОН С-70 Рег. №28822- 05 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
8 |
ПС 110 кВ Приволжск, ВЛ- 110 кВ Приволжская-2 |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. №2793-71 |
НКФ-110 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
СИКОН С-70 Рег. №28822- 05 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
9 |
ПС 110 кВ Узбекистан, отпайка от ВЛ- 110 кВ Приволжская-2 |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. №2793-71 |
НКФ-110 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. №17049- 09 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
10 |
ПС 110 кВ Узбекистан, отпайка от ВЛ- 110 кВ Приволжская-1 |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. №2793-71 |
НКФ-110 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. №17049- 09 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
11 |
ПС 110 кВ Осановец, ОРУ- 110 кВ, ввод ВЛ- 110 кВ Юрьев-Польский-Осановец |
ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. №24811-03 ТБМО-110-УХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. №23256-02 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. №17049- 09 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 Ктт 400/5 Рег. №2793-71 |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
СИКОН С-70 Рег. №28822- 05 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
13 |
ПС 110 кВ Колобово, ОРУ- 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. №2793-71 |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. №17049- 09 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
14 |
ПС 110 кВ Камешково, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ-110 кВ Ковров-Камешково |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. №2793-71 |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
СИКОН С-70 Рег. №28822- 05 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
15 |
ПС 110 кВ Колобово, ОРУ- 110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
ТОГФМ-110 Кл.т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. №53344-13 |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. №17049- 09 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
16 |
ПС 110 кВ Камешково, ОМВ 110 кВ |
ТФМ-110 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 16023-97 |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-08 |
СИКОН С-70 Рег. №28822- 05 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
17 |
ПС Пучеж 110кВ, ОМВ-110кВ |
ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. №24811-03 |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
СИКОН С-70 Рег. №28822- 05 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
18 |
ПС 110 кВ Пучеж, 1 с.ш., ввод ВЛ-110 кВ Нижегородска я ГЭС - Пучеж с отп. на ПС 110 кВ Губцевская |
ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. №24811-03 |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
СИКОН С-70 Рег. №28822- 05 УСВ-2 Рег. №41681-10 |
|
19 |
ПС110 кВ Верещагино, ввод ВЛ-110 кВ Чистовская - Верещагино |
ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. №24811-03 |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. №17049- 09 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
22 |
ПС 35 кВ Фролищи ВЛ 6 кВ ф.607 от ПС 35 кВ Фролищи, между опорами №21-22 |
ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег.№58720-14 |
НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №2611-70 |
ПСЧ-4 ТМ.05М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36355-07 |
SM160-02 Рег. №62017-15 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
Продолжение таблицы 2__________________________________________________________
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Примечания: 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 АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСПД и УССВ ИВК на аналогичные утвержденных типов. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа. 5. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменение в эксплуатационные документы. Технический акт хранится вместе с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±6), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±6), % | |
|
1-3 |
Активная Реактивная |
1,1 2,7 |
3,0 4,7 | |
|
4, 6-10, 12-14, 16-19 |
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 | |
|
22 |
Активная Реактивная |
1,1 2,7 |
3,0 4,7 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTS (SU), (±А), с |
5 | |||
|
Примечания: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от плюс 21°C до плюс 25 °C. | ||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
20 |
|
Нормальные условия: Параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 98 до 102 |
|
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
- частота, Г ц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- температура окружающей среды для счетчиков электроэнергии, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
От 0,5 инд. дО 0,8 емк. |
|
- частота, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды, ОС: - для ТТ и ТН |
от -40 до +70 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
|
- для сервера |
от +10 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии: СЭТ- 4ТМ.02М.02 и ПСЧ-4 ТМ.05М: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
СЭТ-4ТМ.03М: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
Сервер: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики электроэнергии: СЭТ- 4ТМ.02М.02 и СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
114 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
ПСЧ-4 ТМ.05М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
113 |
|
- среднее время восстановление работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 втоматизирована).
Цикличность (функция автоматизирована):
- измерений 30 мин;
- сбора 30 мин.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФМ-110 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 |
22 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110М |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТБМО-110-УХЛ1 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТБМО-110-УХЛ1 |
4 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОГФМ-110 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110 |
11 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
5 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-83 У1 |
21 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
13 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 У3 |
1 |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
15 |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.02М.02 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии |
ПСЧ-4 ТМ.05М |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С-70 |
7 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
5 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
SM160-02 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО «Энергосфера» |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО «Пирамида-Сети» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
5612042824.411711.465.ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК Гарант» в составе ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;
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».
Смотрите также
