Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭП» по объекту АО «УК «БМЗ»
| Номер в ГРСИ РФ: | 99333-26 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергопрайм", г. Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭП» по объекту АО «УК «БМЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 99333-26 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭП» по объекту АО «УК «БМЗ» | ||||||
| Приказы |
№1824 от
09.09.2026
— Об утверждении типов средств измерений
|
||||||
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 05a32004-cb2b-b42a-00f3-60000ce25f22 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО «Энергопрайм», РОССИЯ, 600022, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Ставровская д. 4, кв. 386
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
МТЛ.МП.048-2026 ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭП» по объекту АО «УК «БМЗ». Методика поверки.
(с 09.09.2026)
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок |
Поверители
Скачать
|
99333-26: Описание типа
2026-99333-26.pdf
|
Скачать | 146 КБ | |
|
99333-26: Методика поверки
МТЛ.МП.048-2026
2026-mp99333-26.pdf
|
Скачать | 2.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭП» по объекту АО «УК «БМЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ по каналу связи сети Internet.
Передача информации АРМ в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется по электронной почте. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта рынка.
Сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ третьих лиц утвержденного типа, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ ИВК. УССВ обеспечивают передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УССВ типа УСВ-3 осуществляется один раз в час. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ более, чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более, чем ±1 с.
Цикличность сравнения времени корректируемого и корректирующего компонентов, а также величина порога синхронизации времени являются программируемыми параметрами.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Средству измерений присвоен заводской номер 003. Заводской номер АИИС КУЭ ООО «ТЭП» по объекту АО «УК «БМЗ» указывается в формуляре АИИС КУЭ. Заводские номера измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000».
ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификаци онные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
|
Идентификацио нное наименование ПО |
CalcC lients. dll |
CalcL eakage .dll |
CalcL osses. dll |
Metrol ogy.dll |
ParseB in.dll |
ParseI EC.dll |
Parse Modb us.dll |
ParseP iramid a.dll |
Synch roNSI .dll |
Verify -Time. dll |
|
Номер версии (идентификаци онный номер) ПО |
не ниже 3.0 | |||||||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
e5571 2d0b1 b2190 65d63 da949 114da e4 |
b1959 ff70be 1eb17 c83f7b 0f6d4a 132f |
d7987 4d10f c2b15 6a0fd c27e1 ca480 ac |
52e28d 7b608 799bb 3ccea4 1b548 d2c83 |
6f557f 885b7 37261 328cd 77805 bd1ba 7 |
48e73 a9283 d1e66 49452 1f63d0 0b0d9f |
c391d 64271 acf405 5bb2a 4d3fe1 f8f48 |
ecf532 935ca1 a3fd32 15049 af1fd9 79f |
530d9 b0126 f7cdc 23ecd 814c4 eb7ca 09 |
1ea54 29b26 1fb0e 2884f 5b356 a1d1e 75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | |||||||||
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование ИИК |
Состав ИИК АИИС КУЭ |
УССВ/ Сервер | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ ГПП БМЗ, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т1 |
ТОГФ кл.т. 0,2S Ктт = 400/1 рег. № 82676-21 |
ЗНОГ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
УСВ-3 рег. № 64242-16 Сервер, совместимый с платформой х86-х64 |
|
2 |
ПС 110 кВ ГПП БМЗ, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т2 |
ТОГФ кл.т. 0,2S Ктт = 400/1 рег. № 82676-21 |
ЗНОГ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
3 |
ПС 110 кВ Бежицкая, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, КЛ-6 кВ Ф603 |
ТПОЛ 10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 |
ПС 110 кВ Бежицкая, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, КЛ-6 кВ Ф644 |
ТПОЛ 10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-02 |
НОМ-6-77 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 17158-98 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
УСВ-3 рег. № 64242-16 Сервер, совместимый с платформой х86-х64 |
|
5 |
ПС 110 кВ ГПП БМЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.7, Ф613 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
6 |
ПС 110 кВ ГПП БМЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.8, Ф623 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
7 |
ПС 110 кВ ГПП БМЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.11, Ф615 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
8 |
ПС 110 кВ ГПП БМЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.18, Ф628 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
9 |
ПС 110 кВ ГПП БМЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.9, Ф614 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
10 |
ЦРП БМЗ 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.16, КЛ-6 кВ |
ТОЛ-СВЭЛ кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 42663-09 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
11 |
РП-1 6 кВ, яч.9, КЛ-6 кВ ФТП-27 |
ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
12 |
РП-1 6 кВ, яч.11, КЛ-6 кВ |
ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 47583-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
13 |
КТП Станция нейтрализации 6 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Ювента |
ТТИ кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 28139-12 |
- |
Меркурий 234 ARTX2-03 DPBR кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 75755-19 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
14 |
КТП Станция нейтрализации 6 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, яч.2, КЛ-0,4 кВ Ф2 |
ТТИ кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 28139-12 |
- |
Меркурий 234 ARTX2-03 DPBR кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 75755-19 |
УСВ-3 рег. № 64242-16 Сервер, совместимый с платформой х86-х64 |
|
15 |
КТП Станция нейтрализации 6 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, яч.7, КЛ-0,4 кВ Ф7 |
ТТИ кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 28139-12 |
- |
Меркурий 234 ARTX2-03 DPBR кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 75755-19 | |
|
16 |
ТП №72 6 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Ф 2 |
Т-0,66 У3 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 71031-18 |
- |
Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 75755-19 | |
|
17 |
ТП №72 6 кВ, яч.3, КЛ-0,23 кВ |
ТТИ кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 28139-12 |
- |
Меркурий 234 ARTX2-03 DPBR кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 75755-19 | |
|
18 |
ТП №33 6 кВ, яч.8, КЛ-6 кВ в сторону ПС №3 6 кВ |
ТОЛ-НТЗ кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 69606-17 |
ЗНОЛ-НТЗ кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(i00/V3) рег. № 69604-17 |
Меркурий 234 ART2-00 DPR кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 75755-19 | |
|
19 |
ВРУ-0,4 кВ строения №24, КЛ-0,4 кВ БССС |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.22 кл.т. 1/2 рег. № 50460-18 |
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. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть;
2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИИК |
COSф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм^ 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1-2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
|
0,8 |
1,1 |
0,8 |
0,6 |
0,6 | |
|
0,5 |
1,8 |
1,3 |
0,9 |
0,9 | |
|
3-4 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,3 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
5-12, 18 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
2,1 |
1,2 |
1,0 |
1,0 |
|
0,8 |
2,7 |
1,7 |
1,3 |
1,3 | |
|
0,5 |
4,9 |
3,1 |
2,3 |
2,3 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм^ 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
13-15, 17 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S) |
1,0 |
2,0 |
1,0 |
0,8 |
0,8 |
|
0,8 |
2,6 |
1,6 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
4,7 |
2,8 |
1,9 |
1,9 | |
|
16 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5) |
1,0 |
- |
1,7 |
1,0 |
0,8 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,5 |
1,1 | |
|
0,5 |
- |
5,4 |
2,7 |
1,9 | |
|
19 (Счетчик 1) |
1,0 |
- |
1,5 |
1,0 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
1,5 |
1,0 |
1,0 | |
|
0,5 |
- |
1,5 |
1,0 |
1,0 | |
|
Номер ИИК |
COSф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм^ 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1-2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
1,8 |
1,4 |
1,0 |
1,0 |
|
0,5 |
1,5 |
0,9 |
0,8 |
0,8 | |
|
3-4 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,6 |
2,6 |
2,1 |
|
0,5 |
- |
2,9 |
1,8 |
1,5 | |
|
5-12, 18 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,1 |
2,8 |
2,1 |
2,1 |
|
0,5 |
2,7 |
1,8 |
1,5 |
1,5 | |
|
13-15, 17 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S) |
0,8 |
4,0 |
2,6 |
1,8 |
1,8 |
|
0,5 |
2,6 |
1,7 |
1,3 |
1,3 | |
|
16 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5) |
0,8 |
- |
4,4 |
2,4 |
1,8 |
|
0,5 |
- |
2,7 |
1,6 |
1,3 | |
|
19 (Счетчик 2) |
0,8 |
- |
2,5 |
2,0 |
2,0 |
|
0,5 |
- |
2,5 |
2,0 |
2,0 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм^ 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1-2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,2 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
1,9 |
1,4 |
1,1 |
1,1 | |
|
3-4 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
2,2 |
1,7 |
1,6 |
|
0,8 |
- |
3,2 |
2,1 |
1,8 | |
|
0,5 |
- |
5,7 |
3,3 |
2,6 | |
|
5-12, 18 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
2,4 |
1,7 |
1,6 |
1,6 |
|
0,8 |
3,0 |
2,1 |
1,8 |
1,8 | |
|
0,5 |
5,1 |
3,4 |
2,6 |
2,6 | |
|
13-15, 17 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S) |
1,0 |
2,3 |
1,6 |
1,4 |
1,4 |
|
0,8 |
2,9 |
2,0 |
1,7 |
1,7 | |
|
0,5 |
4,9 |
3,1 |
2,3 |
2,3 | |
|
16 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5) |
1,0 |
- |
2,1 |
1,6 |
1,4 |
|
0,8 |
- |
3,1 |
1,9 |
1,7 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
19 (Счетчик 1) |
1,0 |
- |
3,0 |
2,7 |
2,7 |
|
0,8 |
- |
3,0 |
2,8 |
2,8 | |
|
0,5 |
- |
3,2 |
2,9 |
2,9 | |
|
Номер ИИК |
COSф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
62%, |
65 %, |
620 %, |
6100 %, | ||
|
12% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм<1 20 % |
I20 %<1изм<1100% |
I100 %<1изм<1120% | ||
|
1-2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,2 |
1,9 |
1,6 |
1,6 |
|
0,5 |
1,9 |
1,5 |
1,4 |
1,4 | |
|
3-4 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
5,1 |
3,0 |
2,5 |
|
0,5 |
- |
3,5 |
2,3 |
2,1 | |
|
5-12, 18 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
5,1 |
4,1 |
3,7 |
3,7 |
|
0,5 |
4,0 |
3,5 |
3,3 |
3,3 | |
|
13-15, 17 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S) |
0,8 |
5,0 |
4,0 |
3,5 |
3,5 |
|
0,5 |
4,0 |
3,4 |
3,2 |
3,2 | |
|
16 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5) |
0,8 |
- |
5,4 |
3,9 |
3,5 |
|
0,5 |
- |
4,0 |
3,4 |
3,2 | |
|
19 (Счетчик 2) |
0,8 |
- |
5,4 |
5,3 |
5,3 |
|
0,5 |
- |
5,4 |
5,2 |
5,2 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени СОЕВ 5 АИИС КУЭ относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с | |||||
|
Примечания 1. Границы интервала допускаемой относительной погрешности 61(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%q для cos9<1,0 нормируются от Ii%; 2. Для ИИК № 19 границы интервала допускаемой относительной погрешности 65%, 620%, 6ioo% нормируются от Io5%, 1б20%, 1макс соответственно; 3. Метрологические характеристики ИИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
19 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном (для ИК 1-18) - ток, % от 1ном (для ИК 19) - коэффициент мощности - частота, Гц |
от 99 до 101 от 1(5) до 120 от 5% 1б до 1макс 0,87 от 49,85 до 50,15 |
|
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии |
от +21 до +25 |
|
1 |
2 |
|
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от Ihom (для ИК 1-18) |
от 1(5) до 120 |
|
- ток, % от Ihom (для ИК 19) |
от 5% 1б до 1макс |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от +10 до +30 |
|
- для сервера, УССВ |
от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G, Меркурий 234 ARTX2-03 DPBR, Меркурий 234 ART2-00 DPR: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
320000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.16, ПСЧ-4ТМ.05МК.22: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
УССВ: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
45000 |
|
Сервер АИИС КУЭ: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
- при отключенном питании, лет, не менее |
5 |
|
Сервер АИИС КУЭ: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания серверов с помощью источников бесперебойного питания;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени;
- в журналах событий сервера фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени в счетчиках и серверах;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- 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.
Возможность коррекции шкалы времени:
- в счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована).
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СВЭЛ |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
15 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛП-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-НТЗ |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые серии |
ЗНОЛП |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НОМ-6-77 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
2 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
8 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.16 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии статические |
Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G |
1 |
|
Счетчики электрической энергии статические |
Меркурий 234 ARTX2-03 DPBR |
4 |
|
Счетчики электрической энергии статические |
Меркурий 234 ART2-00 DPR |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК.22 |
1 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер |
_ |
1 |
|
Формуляр |
МТЛ.048.003.1.01 ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭП» по объекту АО «УК «БМЗ»», аттестованном ООО «Энертест», г. Химки, уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314746.
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»