74615-19: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГО" (Регионы 1 очередь) - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГО" (Регионы 1 очередь)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 74615-19
Производитель / заявитель: ООО "Энергосервис", г.Кострома
Скачать
74615-19: Описание типа СИ Скачать 362 КБ
74615-19: Методика поверки Скачать 4.7 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГО" (Регионы 1 очередь) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 1 очередь) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 74615-19
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГО" (Регионы 1 очередь)
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 003
Производитель / Заявитель

ООО "Энергосервис", г.Кострома

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 4
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 4 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

74615-19: Описание типа СИ Скачать 362 КБ
74615-19: Методика поверки Скачать 4.7 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 1 очередь) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «РУСЭНЕРГО» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05 (Рег. № 28716-05), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени;

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК, а также сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной, рассчитанной и замещенной информации и т.д.) и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений и данных о состоянии соответствующих средств измерений);

ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;

формирование интегральных актов электроэнергии и актов учета перетоков электроэнергии;

формирование и передача результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070, а также в иных форматах в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным и прочим заинтересованным организациям;

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); предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Величины первичных токов 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. Электроэнергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Сервер АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГО»:

не реже одного раза в сутки автоматически опрашивает счетчики электроэнергии с использованием GSM модема на уровне ИВК, GSM коммуникаторов на уровне ИИК или GSM модемов, встроенных в счетчики, считывает со счетчиков 30-минутные профили мощности и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет вычисление значений электроэнергии с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, записывает полученные данные в базу данных;

осуществляет импорт данных из макетов 80020, 80030 с использованием канала связи Internet от АИИС КУЭ утвержденных типов третьих лиц и записывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий в базу данных АИИС КУЭ;

обеспечивает ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;

осуществляет обработку результатов измерений;

обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных;

передает результаты измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным организациям в виде макетов 80020, 80040, 51070 с использованием канала связи Internet и электронной подписи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-1 со встроенным GPS приемником.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ, происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация времени часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Север ИВК АИИС КУЭ ООО «КЭС»

Наименование ПО

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 1 ca480ac

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)

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

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)

c391d64271 acf4055bb2a4d3 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

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование ИК

Состав ИК АИИС КУЭ

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 4, яч.3

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 2363-68

НОМ-6

кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 159-49

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05

2

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 1, яч.41

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

3

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 1, яч.42

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

4

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 1, яч.43

ТОЛ-10

кл.т. 0,5

кт.т. 100/5

Рег. № 7069-79

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

5

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 1, яч.45

ТПЛ-10

кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

6

ПС 110/6 кВ МСЗ, ГРУ-6 кВ, Секция 1, яч.3

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

7

ПС 110/6 кВ МСЗ, ГРУ-6 кВ, Секция 2, яч.17

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

8

ПС 110/6 кВ МСЗ, ГРУ-6 кВ, Секция 5, яч.22

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

9

ПС 110/6 кВ МСЗ, ГРУ-6 кВ, Секция 3,4, яч.34

ТПЛ-10

кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

1

2

3

4

5

6

10

ПС 110/6 кВ МСЗ, ГРУ-6 кВ, Секция 2, яч.31

ТПЛ-10

кл.т. 0,5

кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05

11

ПС 110/6 кВ МСЗ, РУ-4 6 кВ, 2 СШ, яч.18

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

12

ПС 110/6 кВ МСЗ, РУ-4 6 кВ, 1 СШ, яч.19

ТПЛ-10

кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. №1276-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

13

ПС 110/6 кВ МСЗ, РУ-4 6 кВ, 2 СШ, яч.20

ТПЛ-10

кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

14

ПС 110/6 кВ МСЗ, РУ-4 6 кВ, 1 СШ, яч.21

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

15

ПС 110/6 кВ МСЗ, РУ-1-2 6 кВ, 2 СШ, яч.14

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

16

КТП-23 6/0,4 кВ, ШУ 0,4 кВ, КЛ-1 0,4 кВ на насосную станцию

ТТИ-40

кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

17

КТП-23 6/0,4 кВ, ШУ 0,4 кВ, КЛ-2 0,4 кВ на насосную станцию

ТТИ-40

кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

18

КТП-24 6/0,4 кВ, ШУ 0,4 кВ, ВЛ-1 0,4 кВ ООО "Оптовик"

ТТИ-40

кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

19

КТП-24 6/0,4 кВ, ШУ 0,4 кВ, ВЛ-2 0,4 кВ ООО "Оптовик"

ТТИ-40

кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

20

КТП-19 6/0,4 кВ, ШУ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ ООО "Перспектива"

ТТИ-40

кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

1

2

3

4

5

6

21

КТП-19 6/0,4 кВ, Ввод 1 ШУ 0,4 кВ ООО "Оптовик"

ТТИ-40

кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № №28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05

22

КТП-19 6/0,4 кВ, Ввод 2 ШУ 0,4 кВ ООО "Оптовик"

ТТИ-40

кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

23

КТП-25 6/0,4 кВ, ф.13 0,4 кВ

ТТИ-40

кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

24

ТП-3 6/0,4 кВ, ф.29 0,4 кВ

ТТИ-40

кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12

25

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 4, Ввод 1В 2Т

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59

НОМ-6

кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 159-49

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

26

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 3, Ввод 2В 1Т

ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1500/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

27

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 2, Ввод 3В 2Т

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59

НОМ-6

кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 159-49

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. №51593-12

28

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 1, Ввод 4В 1Т

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1500/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

29

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 3, ТСН1

ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 кт.т. 15/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

30

ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 4, ТСН2

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 50/5 Рег. №1276-59

НОМ-6

кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 159-49

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

31

ПС 110/35/10 кВ №58 Клен, КРУН-10 кВ, I с.ш., яч.7

ТПЛ-10

кл.т. 0,5

кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

32

ПС 110/35/10 кВ №58 Клен, КРУН-10 кВ, II с.ш., яч.2

ТПЛ-10

кл.т. 0,5

кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

33

ПС 110/35/6 кВ №17 Щеглов-ская, РУ-6 кВ, I с.ш., яч.7

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1000/5 Рег. № 1261-59

НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05

34

ПС 110/35/6 кВ №17 Щеглов-ская, РУ-6 кВ, II с.ш., яч.15

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1000/5 Рег. № 1261-59

НАМИ-10-95

УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

35

ТП1 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.1

ТПФМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 50/5 Рег. № 814-53

НТМК-6-48 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 323-49

Меркурий 234 ARTM-00 PB.G кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

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 3 метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСВ-1 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 неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения

АИИС КУЭ (5), %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

1

2

3

4

5

6

1 - 15, 25 - 30, 33 - 35 ТТ - 0,5; ТН - 0,5;

Счетчик - 0,5 S

1,0

-

±2,2

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,3

±2,0

0,5

-

±5,6

±3,2

±2,6

16 - 24

ТТ - 0,5; Счетчик - 0,5 S

1,0

-

±2,1

±1,5

±1,4

0,9

-

±2,5

±1,7

±1,5

0,8

-

±3,1

±1,9

±1,6

0,7

-

±3,7

±2,1

±1,7

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,2

31, 32

ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 S

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,3

±2,0

0,5

-

±5,6

±3,2

±2,5

1

2

3

4

5

6

Номер ИК

simp

Пределы допус измерении реак применения АИИ

каемой относительной погрешности ИК при ;тивной электроэнергии в рабочих условиях [С КУЭ (5), %

I 2 %— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

25 - 30, 35 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005

0,44

-

±7,2

±4,7

±4,1

0,6

-

±5,5

±3,9

±3,6

0,71

-

±4,7

±3,6

±3,4

0,87

-

±4,0

±3,3

±3,1

33, 34 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 ГОСТ 26035-83

0,44

-

±7,2

±4,5

±3,2

0,6

-

±5,3

±3,1

±2,6

0,71

-

±4,4

±2,7

±2,4

0,87

-

±3,6

±2,4

±2,2

31, 32 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 1,0 ГОСТ 26035-83

0,44

-

±7,1

±4,3

±2,9

0,6

-

±5,2

±3,0

±2,4

0,71

-

±4,3

±2,6

±2,3

0,87

-

±3,5

±2,3

±2,1

Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от ином

ток, % от ^ом

частота, Гц

коэффициент мощности cos ф

температура окружающей среды, °С

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80

Рабочие условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от ином

ток, % от 11 юм

коэффициент мощности

частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-1, °С

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 90 до 110

от 5 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +5 до +35

от 75 до 98

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики СЭТ-4ТМ.03:

2

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики Меркурий 234:

2

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-1:

2

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

менее

113,7

при отключении питания, лет, не менее

10

Счетчики Меркурий 234:

тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее

Сервер:

хранение результатов измерений и информации состояний средств

170

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

В журналах событий счетчиков фиксируются факты: параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки.

Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;

пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

12 шт.

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

16 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-10

2 шт.

Трансформатор тока

ТПЛ-10

16 шт.

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

2 шт.

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

2 шт.

Трансформатор тока

ТТИ-40

27 шт.

Трансформатор тока

ТПФМ-10

2 шт.

Трансформатор напряжения

НОМ-6

4 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

6 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2 шт.

Трансформатор напряжения

НТМК-6-48

1 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МД.09

15 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МД.11

9 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МД.01

6 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

4 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 ARTM-00 PB.G

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1 шт.

GSM-коммуникатор

С-1.02

11 шт.

GSM-модем

iRZ MC52iT

1 шт.

Сервер

HP ProLiant DL360 G5

1 шт.

ИБП

UPS 1000VA Smart APC

1 шт.

Методика поверки

РТ-МП-5753-500-2019

1 экз.

Паспорт-формуляр

ЭНСЕ.095367.003 ПФ

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-5753-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 1 очередь). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 22.02.2019 г.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике поверки ИЛГШ.411152.177 РЭ1 согласованной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

счетчиков Меркурий 234 - по методике поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01.09.2011 г.;

УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;

прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;

радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 1 очередь)». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 003/2019-01.00324-2011 от 24.01.2019 г.

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

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс» промплощадки «ЕВРАЗ НТМК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора...
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-1000, РВС-10000 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВСП-5000 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-400 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-5000 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.