94541-25: Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ОСК-Энерго" - Производители, поставщики и поверители

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ОСК-Энерго"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 94541-25
Производитель / заявитель: АО "РЭС Групп", г.Владимир
Скачать
94541-25: Описание типа Скачать 144 КБ
94541-25: Методика поверки Скачать 4.5 MБ
Нет данных о поставщике
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ОСК-Энерго" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ОСК-Энерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначены для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 94541-25
Наименование Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ОСК-Энерго"
Срок свидетельства (Или заводской номер) 04.02.2030
Производитель / Заявитель

Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 5
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 5 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 16.02.2025

Поверители

Скачать

94541-25: Описание типа Скачать 144 КБ
94541-25: Методика поверки Скачать 4.5 MБ

Описание типа

Назначение

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ОСК-Энерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначены для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ являются проектно-компонуемыми изделиями из выпускаемых различными изготовителями технических средств и представляют собой многоуровневые, многофункциональные автоматизированные системы с централизованным управлением и распределенной функцией измерений, которые включают в себя измерительные каналы (далее - ИК), состоящие из компонентов (средств измерений утвержденного типа), приведенных в таблице 2. АИИС КУЭ могут включать в себя все или некоторые компоненты из перечисленных в таблице 2. В АИИС КУЭ может входить несколько компонентов одного типа. Конкретный состав, структура и конфигурация каждого экземпляра АИИС КУЭ определяется технической документацией предприятия-изготовителя под задачи конкретного объекта.

Метрологические и технические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблицах 3, 4.

ИК АИИС КУЭ могут включать в себя два уровня (ИИК и ИВК), либо три уровня (ИИК, ИВКЭ и ИВК):

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя один или несколько счетчиков электрической энергии прямого и (или) трансформаторного включения, а также могут включать измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) утвержденных типов со значениями номинального вторичного тока 12ном=1 и (или) 5 А, трансформаторы напряжения, преобразователи напряжения (далее - ТН) утвержденных типов со значениями номинального вторичного напряжения и2ном=100/^3 и (или) 100 В, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя одно или несколько устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, программное обеспечение (далее - ПО).

Первичные фазные 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 случае отсутствия ТТ и (или) ТН подключение цепей счетчика производится по проводным линиям, подключенным непосредственно к первичному источнику). 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 1, 3, 5, 15, 30, 60 мин (интервалы времени выбираются для каждого экземпляра АИИС КУЭ в зависимости от применяемых типов счетчиков).

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 1, 3, 5, 15, 30, 60 мин (интервалы времени выбираются для каждого экземпляра АИИС КУЭ в зависимости от применяемых типов счетчиков).

Для ИК, состоящих из трех уровней, значения электрической энергии и электрической мощности (как активной, так и реактивной) вычисляются на уровне ИИК с коэффициентами трансформации ТТ и ТН равными 1, либо с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (если технической документацией предусмотрено их хранение в памяти счетчика). Затем эти значения передаются на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (если технической документацией предусмотрено их хранение в памяти УСПД), хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.

Для ИК, состоящих из двух уровней, значения электрической энергии и электрической мощности (как активной, так и реактивной) вычисляются на уровне ИИК с коэффициентами трансформации ТТ и ТН равными 1, либо с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (если технической документацией предусмотрено их хранение в памяти счетчика). Затем эти значения передаются на верхний уровень системы.

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (если технической документацией предусмотрено их хранение в памяти сервера БД), хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации.

АИИС КУЭ имеют возможность передавать данные в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов с использованием электронной подписи. Передача результатов измерений, состояния средств измерений производится с уровня ИВК настоящей системы.

АИИС КУЭ имеет возможность принимать в автоматизированном режиме измерительную информацию в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности от других автоматизированных информационно-измерительных систем утвержденного типа посредством электронной почты.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы координированного времени Российской Федерации UTC(SU) на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК).

АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с.

Для ИК, состоящих из трех уровней, коррекция часов УСПД осуществляется от часов сервера БД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера БД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков производится УСПД. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени УСПД более чем на ±2 с.

Для ИК, состоящих из двух уровней, коррекция часов счетчиков производится сервером БД. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД, УСПД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств (время до коррекции и время после коррекции) и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер АИИС КУЭ в цифровом формате указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД в составе уровня ИВК.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0», в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0»

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

BinaryPackControls.dll

Не ниже 8.0

EB19 84E0 072A CFE1 C797

269B 9DB1 5476

MD5

CheckDataIntegrity.dll

E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7

ComZECFunctions.dll

BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B

4126 3A16 CE27

ComModbusFunctions.dll

AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917

1

2

3

4

ComStdFunctions.dll

Не ниже 8.0

EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373

MD5

DateT imeProcessing .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

013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645

ПО «Пирамида 2.0» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Технические характеристики

Возможный состав ИК и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Компонентный состав ИК АИИС КУЭ

Наименование компонентов

Характеристики

1

2

Измерительные трансформаторы тока

утвержденного типа, зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, класс точности 0,2; 0,2S; 0,5; 0,5S по ГОСТ 7746

Измерительные трансформаторы напряжения, преобразователи напряжения

утвержденного типа, зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, класс точности 0,2; 0,5 по ГОСТ 1983

Счетчики электрической энергии

Тип

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Альфа А1140

33786-20

Альфа A1700

74881-19, 82467-21

Альфа А1800

31857-06, 31857-11, 31857-20

ЕвроАльфа

16666-07

КВАНТ ST 1000-9

71483-18

КВАНТ ST 2000-12

71461-18

Меркурий 230

23345-04, 23345-07, 80590-20

Меркурий 234

48266-11, 75755-19

Меркурий 236

47560-11, 80589-20, 90000-23

1

2

Счетчики электрической энергии

Тип

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Меркурий 238

64919-16, 75755-19

Милур 307

66824-17, 76140-19, 81365-21

МИР С-03

76142-19

МИРТЕК-1-РУ

53474-13

МИРТЕК-135-РУ

79527-20

МИРТЕК-3-РУ

53511-13

НЕВА МТ 3

64506-16

НЕВА СП1

75447-19

НЕВА СП3

75453-19

НЕВА СТ4

73138-18

ПСЧ-4ТМ.05МД

51593-12, 51593-18

ПСЧ-4ТМ.05МК

46634-11, 50460-12, 64450-16, 50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МКТ

75459-19

ПСЧ-4ТМ.05МН

57574-18

ПСЧ-4ТМ.05МНТ

76415-19

ПСЧ-4ТМ.06Т

82640-21

РиМ 384

85575-22

серии РиМ 189

68806-17, 73250-18, 83137-21

СЭБ-1ТМ.02Д

39617-09

СЭБ-1ТМ.03

63534-16

СЭБ-1ТМ.03Т

75679-19

СЭБ-1ТМ.04Т

82236-21

СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М

36697-08, 36697-12, 36697-17

СЭТ-4ТМ.03МТ, СЭТ-4ТМ.02МТ

74679-19

ТЕ3000

77036-19

СЕ 208

55454-13

СЕ 301

34048-08

CE 303

33446-08

СЕ 304

31424-07

EPQS

25971-06

ESM

66884-17

Устройства сбора и передачи данных

Тип

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Интеллектуальный контроллер SM160-02М

71337-18

СИКОН С50

65197-16, 84824-22

СИКОН С70

28822-05, 80607-20

РиМ 099.03

67646-17

ЭКОМ-3000

17049-14, 17049-19

1

2

Устройства сбора и передачи данных

Тип

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

ARIS MT200

72363-18

ARIS-28xx

67864-17, 86480-22

RTU-325 и RTU-325L

37288-08

Устройства синхронизации системного времени

Тип

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

УСВ-2

82570-21

УСВ-3

64242-16, 84823-22

Программное обеспечение

Пирамида 2.0

_

Примечания:

1. Состав конкретного экземпляра АИИС КУЭ (типы и количество входящих СИ, технических устройств и программного обеспечения) указывается в паспорте-формуляре.

2. Допускается замена ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов, указанных в таблице 2. При этом метрологические характеристики устанавливаемых ТТ, ТН, счетчиков, УСПД, УССВ должны быть не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

3. Допускается замена сервера БД при условии сохранения цифрового идентификатора ПО и технических характеристик, указанных в таблицах 1 и 4.

4. Замена оформляется техническим актом в установленном

на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, а также внесением изменений в паспорт-формуляр на конкретный экземпляр АИИС КУЭ в соответствии с ГОСТ Р 2.503-2023. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Конфигурация ИК (класс точности)

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности, (±6), %

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

Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с

ТТ

ТН

Счетчик

1

2

3

4

5

6

7

Для ТТ по ГОСТ 7746, ТН по ГОСТ 1983 и счетчиков по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52322-2005 в части измерения активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005, а также в соответствии с техническими условиями на счетчики в части измерения реактивной электроэнергии

0,2

0,2

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,6

1,3

1,5

2,8

±5

0,2S

0,2

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,6

1,3

1,4

2,8

±5

0,5

0,2

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,9

2,3

2,9

4,8

±5

0,5S

0,2

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,9

2,3

2,6

4,4

±5

0,2

0,5

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,8

1,8

1,6

3,0

±5

0,2S

0,5

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,8

1,8

1,6

2,9

±5

0,5

0,5

0,2S/0,5

Активная Реактивная

1,1

2,6

3,0

4,9

±5

0,5S

0,5

0,2S/0,5

Активная Реактивная

1,1

2,6

2,7

4,5

±5

0,2

нет

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,4

1,0

1,4

2,8

±5

0,2S

нет

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,4

1,0

1,4

2,7

±5

0,5

нет

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,8

2,2

2,9

4,8

±5

0,5S

нет

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,8

2,2

2,6

4,4

±5

0,2

0,2

0,2S/1,0

Активная Реактивная

0,6

1,5

1,5

4,4

±5

0,2S

0,2

0,2S/1,0

Активная Реактивная

0,6

1,5

1,4

4,4

±5

0,5

0,2

0,2S/1,0

Активная Реактивная

0,9

2,5

2,9

5,9

±5

0,5S

0,2

0,2S/1,0

Активная Реактивная

0,9

2,5

2,6

5,6

±5

1

2

3

4

5

6

7

0,2

0,5

0,2S/1,0

Активная Реактивная

0,8

2,0

1,6

4,5

±5

0,2S

0,5

0,2S/1,0

Активная Реактивная

0,8

2,0

1,6

4,5

±5

0,5

0,5

0,2S/1,0

Активная Реактивная

1,1

2,8

3,0

6,0

±5

0,5S

0,5

0,2S/1,0

Активная Реактивная

1,1

2,8

2,7

5,7

±5

0,2

нет

0,2S/1,0

Активная Реактивная

0,4

1,3

1,4

4,4

±5

0,2S

нет

0,2S/1,0

Активная Реактивная

0,4

1,3

1,4

4,4

±5

0,5

нет

0,2S/1,0

Активная Реактивная

0,8

2,4

2,9

5,9

±5

0,5S

нет

0,2S/1,0

Активная Реактивная

0,8

2,4

2,6

5,6

±5

0,2

0,2

0,5S/0,5

Активная Реактивная

0,8

1,3

2,3

2,8

±5

0,2S

0,2

0,5S/0,5

Активная Реактивная

0,8

1,3

2,4

2,8

±5

0,5

0,2

0,5S/0,5

Активная Реактивная

1,0

2,3

3,4

4,8

±5

0,5S

0,2

0,5S/0,5

Активная Реактивная

1,0

2,3

3,2

4,4

±5

0,2

0,5

0,5S/0,5

Активная Реактивная

1,0

1,8

2,4

3,0

±5

0,2S

0,5

0,5S/0,5

Активная Реактивная

1,0

1,8

2,5

2,9

±5

0,5

0,5

0,5S/0,5

Активная Реактивная

1,2

2,6

3,5

4,9

±5

0,5S

0,5

0,5S/0,5

Активная Реактивная

1,2

2,6

3,3

4,5

±5

0,2

нет

0,5S/0,5

Активная Реактивная

0,7

1,0

2,3

2,8

±5

0,2S

нет

0,5S/0,5

Активная Реактивная

0,7

1,0

2,4

2,7

±5

0,5

нет

0,5S/0,5

Активная Реактивная

1,0

2,2

3,4

4,8

±5

0,5S

нет

0,5S/0,5

Активная Реактивная

1,0

2,2

3,2

4,4

±5

0,2

0,2

0,5S/1,0

Активная Реактивная

0,8

1,5

2,3

4,4

±5

0,2S

0,2

0,5S/1,0

Активная Реактивная

0,8

1,5

2,4

4,4

±5

0,5

0,2

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,0

2,5

3,4

5,9

±5

0,5S

0,2

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,0

2,5

3,2

5,6

±5

1

2

3

4

5

6

7

0,2

0,5

0,5S/1,0

Активная

1,0

2,4

±5

Реактивная

2,0

4,5

0,2S

0,5

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,0

2,0

2,5

4,5

±5

0,5

0,5

0,5S/1,0

Активная

1,2

3,5

±5

Реактивная

2,8

6,0

0,5S

0,5

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

±5

0,2

нет

0,5S/1,0

Активная Реактивная

0,7

1,3

2,3

4,4

±5

0,2S

нет

0,5S/1,0

Активная Реактивная

0,7

1,3

2,4

4,4

±5

0,5

нет

0,5S/1,0

Активная

1,0

3,4

±5

Реактивная

2,4

5,9

0,5S

нет

0,5S/1,0

Активная

1,0

3,2

±5

Реактивная

2,4

5,6

нет

нет

0,5S/1,0

Активная

0,6

2,0

±5

Реактивная

1,0

4,1

нет

нет

1,0/1,0

Активная Реактивная

1,0

1,0

3,7

4,1

±5

нет

нет

1,0/2,0

Активная Реактивная

1,0

2,0

3,7

7,4

±5

нет

нет

1,0

Активная

1,0

3,7

±5

Для ТТ по ГОСТ 7746, ТН по ГОСТ 1983 и счетчиков по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 30207-94 в части измерения активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в части измерения реактивной

электроэнергии

0,2

0,2

0,2S/0,5

Активная

0,6

1,5

±5

Реактивная

1,2

2,5

0,2S

0,2

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,6

1,2

1,4

3,4

±5

0,5

0,2

0,2S/0,5

Активная

0,9

2,9

±5

Реактивная

2,3

4,6

0,5S

0,2

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,9

2,3

2,6

4,8

±5

0,2

0,5

0,2S/0,5

Активная

0,8

1,6

±5

Реактивная

1,7

2,7

0,2S

0,5

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,8

1,7

1,6

3,5

±5

0,5

0,5

0,2S/0,5

Активная

1,1

3,0

±5

Реактивная

2,6

4,7

0,5S

0,5

0,2S/0,5

Активная Реактивная

1,1

2,6

2,7

4,9

±5

0,2

нет

0,2S/0,5

Активная

0,4

1,4

±5

Реактивная

0,9

2,5

0,2S

нет

0,2S/0,5

Активная

0,4

1,4

±5

Реактивная

0,9

3,4

1

2

3

4

5

6

7

0,5

нет

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,8

2,2

2,9

4,6

±5

0,5S

нет

0,2S/0,5

Активная Реактивная

0,8

2,2

2,6

4,8

±5

0,2

0,2

0,5S/1,0

Активная Реактивная

0,8

1,5

2,3

4,1

±5

0,2S

0,2

0,5S/1,0

Активная Реактивная

0,8

1,5

2,4

6,3

±5

0,5

0,2

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,0

2,5

3,4

5,7

±5

0,5S

0,2

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,0

2,5

3,2

7,2

±5

0,2

0,5

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,0

2,0

2,4

4,2

±5

0,2S

0,5

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,0

2,0

2,5

6,4

±5

0,5

0,5

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,2

2,8

3,5

5,8

±5

0,5S

0,5

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,2

2,8

3,3

7,3

±5

0,2

нет

0,5S/1,0

Активная Реактивная

0,7

1,3

2,3

4,1

±5

0,2S

нет

0,5S/1,0

Активная Реактивная

0,7

1,3

2,4

6,3

±5

0,5

нет

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,0

2,4

3,4

5,7

±5

0,5S

нет

0,5S/1,0

Активная Реактивная

1,0

2,4

3,2

7,2

±5

нет

нет

0,5S/1,0

Активная Реактивная

0,6

1,0

2,0

3,8

±5

нет

нет

1,0/2,0

Активная Реактивная

1,0

2,0

3,7

7,6

±5

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности для интервалов времени 1, 3, 5, 15, 30, 60 мин.

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8инд, 1=0,02(0,05)^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -10 °C до +50 °C.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия:

- параметры сети:

- напряжение, % от ином

99 до 101

- ток, % от 1ном

100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos ф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

- параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,5 до 50,5

- температура окружающей среды в месте расположения: - ТТ и ТН, оС

от -45 до +40

- счетчиков, оС

от -10 до +50

- УСПД, оС

от +10 до +30

- УССВ, оС

от +10 до +30

- сервера БД, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

72

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

24

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

24

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Глубина хранения информации:

Счетчики:

- профиль нагрузки в двух направлениях за интервал 1, 3, 5, 15, 30,

1,5; 4,5; 7,5; 22,5;

60 мин, сут, не менее

45; 90

- при отключении питания, год, не менее

5

УСПД:

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

45

- сохранение информации при отключении питания, год, не менее

10

Сервер БД:

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

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

- перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;

- журнал УСПД:

- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН);

- попыток несанкционированного доступа;

- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;

- перезапусков ИВКЭ;

- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- результатов самодиагностики;

- отключения питания;

- журнал сервера БД:

- изменения значений результатов измерений;

- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН);

- параметрирования;

- факт и величина коррекции времени;

- пропадания питания;

- замена счетчика;

- полученные с уровня ИВКЭ журналы событий ИВКЭ и ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера БД;

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

- счетчика;

- УСПД;

- сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

- счётчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 1, 3, 5, 15, 30, 60 мин (функция автоматизирована);

- сбора 1, 3, 5, 15, 30, 60 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы паспортов-формуляров на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «ОСК-Энерго»

_

1*

Программное обеспечение

«Пирамида 2.0»

1

Паспорт-формуляр

ОСК.411711.АИИС.ХХХ** ПФ

1

Примечание:

* Комплектация АИИС КУЭ указывается в паспорте-формуляре конкретного экземпляра АИИС КУЭ

* * ХХХ - серийный номер АИИС КУЭ

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ОСК-Энерго», аттестованном ООО «Спецэнергопроект» г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.

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»;

ОСК.411711.АИИС.ТУ «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ОСК-Энерго». Технические условия».

Смотрите также

94542-25
ССД-1 Устройство измерения параметров электромагнитного поля источника радиоизлучения
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский авиационный институт (национальный исследовательский университет)" (МАИ), г. Москва
Устройство измерения параметров электромагнитного поля источника радиоизлучения ССД-1 (далее - ССД-1) предназначено для измерения плотности потока электромагнитной энергии (далее - ППЭ) и направления на источник радиоизлучения СВЧ-диапазона.
94543-25
Баромар Логгеры барометрической компенсации
Акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Радар ммс" (АО "НПП "Радар ммс"), г. Санкт-Петербург
Логгеры барометрической компенсации Баромар (далее - логгеры Баромар) предназначены для автоматических измерений атмосферного давления и температуры воздуха.
94545-25
PACi-RS-6430 Спектрометры комбинационного рассеяния
Hangzhou PACi Optoelectronic Technology Co., Ltd., Китай
Спектрометры комбинационного рассеяния PACi-RS-6430 (далее - спектрометры) предназначены для измерений содержания органических веществ в жидких образцах по спектрам комбинационного рассеяния.
Default ALL-Pribors Device Photo
94546-25
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПС-6
Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (ООО "Метрология и Автоматизация"), г. Самара
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПС-6 (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси, поступающей с УПС-6 на НСП «Четырманово».
Default ALL-Pribors Device Photo
94547-25
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на (СИКНС) УПН "Ташкиново"
Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (ООО "Метрология и Автоматизация"), г. Самара
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на (СИКНС) УПН «Ташкиново» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси, поступающей с УПН «Ташкиново» в НСП «Шушнур».