Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МТС ЭНЕРГО"
Номер в ГРСИ РФ: | 71230-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МТС ЭНЕРГО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 71230-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МТС ЭНЕРГО" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
71230-18: Описание типа СИ | Скачать | 164.6 КБ | |
71230-18: Методика поверки МП 26.51.43-40-7714348389-2018 | Скачать | 610.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МТС ЭНЕРГО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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 - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счётчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных.
2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (далее -ИВК), включающий в себя высокопроизводительный сервер Dell PowerEdge R430 с установленным программным обеспечением ПО «Альфа ЦЕНТР», NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», локально-вычислительную сеть, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ), технические средства приёма-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модема, а далее по каналу связи стандарта GSM- на сервер, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к серверу устройствам.
Отчеты в формате XML формируются на ИВК АИИС КУЭ, подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В качестве источника синхронизации времени ИВК используется NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сервер периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с часами ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера ИВК на величину более ±2 с 1 раз в сутки.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «МТС ЭНЕРГО» используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (Версия не ниже 15.07.07. 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 - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки программного обеспечения
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УССВ/Сервер | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ТП 1699 10кВ, ГРЩ-1 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
ТСН 10 2500/5 КТ 0,5S Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 234 ART-03 P КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12 |
\ГР-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ»/ Dell PowerEdge R430 |
2 |
ТП 1699 10кВ, ГРЩ-2 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
ТСН 10 2500/5 КТ 0,5S Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 234 ART-03 P КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12 | |
3 |
ТП 1699 10кВ, ГРЩ-1 0,4 кВ, фидер №2 |
ТШП-0,66 300/5 КТ 0,5S Рег. № 47512-11 |
- |
Меркурий 234 ART-03 P КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12 | |
4 |
ТП 1699 10кВ, ГРЩ-2 0,4 кВ, фидер №15 |
ТШП-0,66 300/5 КТ 0,5S Рег. № 47512-11 |
- |
Меркурий 234 ART-03 P КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12 | |
5 |
ТП 1699 10кВ, ГРЩ-1 0,4 кВ, фидер №3 |
ТШП-0,66 400/5 КТ 0,5S Рег. № 47512-11 |
- |
Меркурий 234 ART-03 P КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12 | |
6 |
ТП 1699 10кВ, ГРЩ-2 0,4 кВ, фидер №16 |
ТШП-0,66 400/5 КТ 0,5S Рег. № 47512-11 |
- |
Меркурий 234 ART-03 P КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12 | |
7 |
ТП 3554 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66 2000/5 КТ 0,5S Рег. № 47512-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.11 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
8 |
ТП 3554 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2СШ ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66 2000/5 КТ 0,5S Рег. № 47512-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.11 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
9 |
ТП 3555 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 47512-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-00 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
10 |
ТП 3555 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2СШ ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 47512-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-00 |
\ГР-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ»/ Dell PowerEdge R430 |
11 |
ТП 4289 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ ввод 0,4 кВ |
CT-V/2500 2500/5 КТ 0,5S Рег. № 26070-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
12 |
ТП 4289 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2СШ ввод 0,4 кВ |
CT-V/2500 2500/5 КТ 0,5S Рег. № 26070-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
13 |
ТП 1451 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ ввод 0,4 кВ |
CT8/1500 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 26070-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12 | |
14 |
ТП 1451 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2СШ ввод 0,4 кВ |
CT8/1500 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 26070-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12 | |
15 |
ГРЩ-1 0,4 кВ ПАО «МТС» Ввод №1 |
ТС 10 2500/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
16 |
ГРЩ-1 0,4 кВ ПАО «МТС» Ввод №2 |
ТС 10 2500/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
17 |
ГРЩ-2 0,4 кВ ПАО «МТС» Ввод №1 |
ТС-10 2500/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
18 |
ГРЩ-2 0,4 кВ ПАО «МТС» Ввод №2 |
ТС-10 2500/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
19 |
РТП 26035 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66УЗ 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 44142-11 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
20 |
РТП 26035 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2СШ ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66УЗ 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 44142-11 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
УГР-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ»/ Dell PowerEdge R430 |
21 |
РТП 26035 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 3СШ ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66УЗ 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 44142-11 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
22 |
РТП 26035 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 4СШ ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66УЗ 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 44142-11 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
23 |
ВРУ-1 0,4 кВ ПАО «МТС», ввод 0,4 кВ |
ABB CT4/600 600/5 КТ 0,5 Рег. № 26070-06 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
24 |
ВРУ-2 0,4 кВ ПАО «МТС», ввод 0,4 кВ |
ABB CT4/600 600/5 КТ 0,5 Рег. № 26070-06 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
25 |
ВРУ-3 0,4 кВ ПАО «МТС», ввод 0,4 кВ |
ABB CT4/600 600/5 КТ 0,5 Рег. № 26070-06 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
26 |
ВРУ-4 0,4 кВ ПАО «МТС», ввод 0,4 кВ |
ABB CT4/600 600/5 КТ 0,5 Рег. № 26070-06 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
27 |
ВРУ-0,4 кВ ПАО «МТС» ввод РЩ-1 0,4 кВ |
ABB CT4/600 600/5 КТ 0,5 Рег. № 26070-06 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
28 |
ВРУ-0,4 кВ ПАО «МТС» ввод РЩ-2 0,4 кВ |
ABB CT4/600 600/5 КТ 0,5 Рег. № 26070-06 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
29 |
ВРУ-0,4 кВ ПАО «МТС» ввод Панель-1 0,4 кВ |
Т - 0,66 У3 200/5 КТ 0,5S Рег. № 17551-98 |
- |
Меркурий 234 ART-03 P КТ 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
\ГР-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ»/ Dell PowerEdge R430 |
30 |
ВРУ-0,4 кВ ПАО «МТС» ввод Панель-2 0,4 кВ |
Т - 0,66 У3 200/5 КТ 0,5S Рег. № 17551-98 |
- |
Меркурий 234 ART-03 P КТ 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
31 |
КНТп-№1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
ТШ-0,66 УЗ 800/5 КТ 0,5 Рег. № 15764-96 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQCSIGDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
32 |
КНТп-№2 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
ТШ-0,66 УЗ 800/5 КТ 0,5 Рег. № 15764-96 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQCSIGDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
33 |
ГРЩ-0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №1 0,4 кВ |
CTR8.1000 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 19690-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
34 |
ГРЩ-0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №2 0,4 кВ |
CTR8.1000 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 19690-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
35 |
ВРУ-1 0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №1 0,4 кВ |
ТСН 8 600/5 КТ 0,2S Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
36 |
ВРУ-1 0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №2 0,4 кВ |
ТСН 8 600/5 КТ 0,2S Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
37 |
ВРУ-2 0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №1 0,4 кВ |
ТС 6 300/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
38 |
ВРУ-2 0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №2 0,4 кВ |
ТС 6 250/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
39 |
ВРУ-3 0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №1 0,4 кВ |
ТС 6 250/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
ЭТР-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ»/ Dell PowerEdge R430 |
40 |
ВРУ-3 0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №2 0,4 кВ |
ТС 6 250/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
41 |
ВРУ-4 0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №1 0,4 кВ |
ТС 6 300/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
42 |
ВРУ-4 0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №2 0,4 кВ |
ТС 6 250/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
43 |
ВРУ-5 0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №1 0,4 кВ |
ТС 6 300/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
44 |
ВРУ-5 0,4 кВ ПАО "МТС" ввод №2 0,4 кВ |
ТС 6 250/5 КТ 0,5 Рег. № 26100-03 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
45 |
ПС 110/10 кВ "Тургеневская", РУ-10 кВ, яч. ТГ-410 |
ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 51143-12 |
НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
46 |
ПС 110/35/6 кВ "Дальняя", РУ-6 кВ, яч. ДЛ-11 |
ТПЛМ-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 2363-68 |
НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
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 указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±5),% |
1-10,19-22, |
Активная |
1,1 |
1,8 |
29,30 |
Реактивная |
1,8 |
3,5 |
13-18,23-28, |
Активная |
1,1 |
3,1 |
31-34,37-44 |
Реактивная |
1,8 |
5,0 |
35,36 |
Активная |
1,0 |
1,6 |
Реактивная |
1,6 |
3,1 | |
45,46 |
Активная |
1,3 |
1,9 |
Реактивная |
2,1 |
3,6 | |
11,12 |
Активная |
1,0 |
1,6 |
Реактивная |
1,5 |
2,5 | |
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). | |||
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, | |||
соответствующие вероятности Р = |
0,95 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
46 |
1 |
2 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц |
от 98 до102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности cos9 (sm9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С: СЭТ-4ТМ.02 М СЭТ-4ТМ.03 М СЭТ-4ТМ.03 СЭТ-4ТМ.02.2 Меркурий 230 Меркурий 234 ПСЧ-4ТМ.05МК - температура окружающей среды для сервера, °С: - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, не более ,% - частота, Гц |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +70 от -40 до +70 от -40 до +70 от -40 до +60 от -40 до +55 от -40 до +55 от -45 до +75 от -40 до +60 от +10 до + 30 от 80 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
1 |
2 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: СЭТ-4ТМ.02 М, СЭТ-4ТМ.03 М, ПСЧ-4ТМ.05МК |
165000 |
СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02, Меркурий 230 |
90000 |
Меркурий 234 |
220000 |
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.02 М, СЭТ-4ТМ.03 М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, суток |
114 |
СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02 -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, месяцев |
3,7 |
Меркурий 230, Меркурий 234 - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 мин, суток |
170 |
ПСЧ-4ТМ.05МК -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, суток |
113 |
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне :
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт |
Трансформатор тока |
ABB CT4/600 |
18 |
CT8/1500 |
6 | |
CTR8.1000 |
6 | |
CT-V/2500 |
6 | |
Т - 0,66 У3 |
6 | |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
3 | |
ТПЛМ-10 |
3 | |
ТС 10 |
6 | |
ТС 6 |
24 | |
ТС-10 |
6 | |
ТСН 10 |
6 | |
ТСН 8 |
6 | |
ТШ-0,66 УЗ |
6 | |
ТШП-0,66 |
24 | |
ТШП-0,66УЗ |
12 | |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
1 |
НТМИ-10-66 |
1 | |
Счетчик электроэнергии |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN |
26 |
Меркурий 230 ART-03 pqcrsigdn |
2 | |
Меркурий 234 ART-03 P |
8 | |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
2 | |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
2 | |
СЭТ-4ТМ.02М.11 |
2 | |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
2 | |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
2 | |
Устройство синхронизации системного времени |
NTР-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» |
1 |
Сервер |
Dell PowerEdge R430 |
1 |
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
1 |
Документация | ||
Методика поверки |
МП 26.51.43-40-7714348389-2018 |
1 |
Формуляр |
ФО 26.51.43-40-7714348389-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-40-7714348389-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МТС ЭНЕРГО». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 16.03.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1. «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.124 РЭ1. «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.02 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.087 РЭ1. «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- счетчики электрической энергии многофункциональный ПСЧ.4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.03.2011 г;
- счётчики электрической энергии трёхфазные статические «МЕРКУРИЙ 230». Методика поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.05.2007;
- счётчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1, утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01.09.2011;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МТС ЭНЕРГО» МВИ 26.51.43-40-7714348389-2018, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ» 05.03.2018 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.