Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП "РНЦ "Прикладная химия"
| Номер в ГРСИ РФ: | 80715-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергетическая компания "СТИ", г.С.-Петербург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80715-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП "РНЦ "Прикладная химия" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 3 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Энергетическая компания "СТИ" (ООО "ЭК "СТИ"), г. Санкт-Петербург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 80715-20: Описание типа СИ | Скачать | 444.8 КБ | |
| 80715-20: Методика поверки МП-305-RA.RU.310556-2020 | Скачать | 4.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
- подготовка данных в виде электронного документа Xml для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий 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;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «E-ресурс» ES.02».
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
ИВК выполнен на базе комплекса программно-технического «E-ресурс» ES.02 и включает в себя:
- сервер баз данных;
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 и модемов GSM/GPRS для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. ИВК получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-3 (рег. №64242-16). При каждом опросе счетчиков ИВК определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки. Журналы событий счетчиков и ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ПО «E-ресурс» ES.02 |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Не ниже 1.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре ПТК «E-ресурс» ES.02 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
контролирующая утилита echeck |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Не присвоен |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
ee52391ad32ba71f32191bb073829f15 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
|
№ ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК/ СОЕВ |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, Ф.51-01/101 |
ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69608-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 УСВ-3 |
_____________________________________________ рег. № 64242-16
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, Ф.51-02 |
ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 69606-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 УСВ-3 рег. № 64242-16 |
|
3 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, Ф.51-03/103 |
ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69608-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
4 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, Ф.51-13/113 |
ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 69608-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
5 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, Ф.51-16 |
ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 69608-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
6 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, Ф.51-18 |
ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69608-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
7 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, Ф.51-19 |
ТПК-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 22944-07 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
8 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, Ф.51-22/122 |
ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69608-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
9 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, Ф.51-25/125 |
ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 69608-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
10 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, Ф.51-26 |
ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69608-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
11 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 СШ, Ф.51-31 |
ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
12 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 СШ, Ф.51-32 |
ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
|
рег. № 64242-16 |
Лист № 5
Всего листов 10
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
13 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 СШ, Ф.51-34 |
ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 УСВ-3 рег. № 64242-16 |
|
14 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 СШ, Ф.51-41/141 |
ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
15 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 СШ, Ф.51-43 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
16 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 СШ, Ф.51-44/144 |
ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 69608-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
17 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 СШ, Ф.51-45 |
ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
18 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 СШ, Ф.51-46/146 |
ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
19 |
ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 СШ, Ф.51-48/148 |
ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 69608-17 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
20 |
ПС-50 "Девяткино" 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ, Ф.50-03 |
ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 814-53 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
|
21 |
ПС-50 "Девяткино" 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ, Ф.50-04 |
ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 814-53 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
Ъ< I изм<1 5 |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
3w. % |
3 w . P % |
3w . % |
3-оР % |
3w. % |
3 W. P % |
3w. % |
3 W. P % | ||
|
15, 20, 21 |
0,50 |
- |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,0 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,7 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,1 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,8 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- | |
|
1-14, 16-19 |
0,50 |
±4,9 |
±2,7 |
±3,1 |
±2,1 |
±2,3 |
±1,5 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
±2,7 |
±4,1 |
±1,9 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,1 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
±2,4 |
±5,0 |
±1,8 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,4 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
±1,9 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- |
±1,0 |
- | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< I изм<! 5 |
I5< I изм<! 20 |
I20< I изм< 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
3wa % |
3wP % |
3wa % |
3wP % |
3wa % |
3wP % |
3wa % |
3wP % | ||
|
15, 20, 21 |
0,50 |
- |
- |
±5,7 |
±4,0 |
±3,3 |
±3,2 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,3 |
±5,3 |
±2,2 |
±3,7 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
- |
- |
±3,0 |
±6,2 |
±2,0 |
±4,1 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
- |
- |
±2,0 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- | |
|
1-14, 16-19 |
0,50 |
±5,1 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 |
±2,6 |
±3,1 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
±3,0 |
±4,9 |
±2,3 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,4 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±2,8 |
±5,6 |
±2,2 |
±4,3 |
±1,8 |
±3,6 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
±2,3 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- |
±1,3 |
- | |
|
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||||||
|
Примечание: I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; Пзм - силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; 3w<>a - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 3w<>p - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 3wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 3wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. | |||||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
21 |
|
Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: |
от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25 |
|
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера |
от (2)5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
|
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
Автоматическое |
|
Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов |
Автоматическое |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
100 3,5 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС.02092019/17082020-ТРП.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПФМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ |
14 |
|
Трансформаторы тока |
ТПК-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-НТЗ |
20 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
Окончание таблицы 6
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
21 |
|
СОЕВ |
УСВ-3 |
1 |
|
ИВК |
ПТК «E-ресурс» ES.02 |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия». Формуляр |
АИИС.02092019/17082020- ТРП.ФО |
1 |
|
ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия». Методика поверки |
МП-305-КА.Ки.310556-2020 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу Mn-305-RA.RU.310556-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия». Методика поверки», утвержденному Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» 19.09.2020 г.
Основные средства поверки:
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 5646514);
- для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- для ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03.01 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована руководителем ГСИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- для устройства синхронизации времени УСВ-3 осуществляется по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия»» Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
