Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" № 8. Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Ульяновск г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" № 8
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" № 8

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" № 8

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №8 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации, формирования отчётных документов, передачи данных в утвержденных форматах в АО «АТС» и другие заинтересованные организации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;

периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений; предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.); диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень- измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М (рег.№ 36355-07) класса точности (КТ) 0,5S/1 , счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-ТМ.05Д (рег.№ 41135-09) класса точности (КТ) 0,5S/1, счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МД (рег.№ 51593-12) класса точности (КТ) 0,5S/1, счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК (рег.№ 46634-11) класса точности (КТ) 0,5S/1, счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230 (рег.№ 23345-04) класса точности (КТ) 0,5S/1, счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.02 (рег.№ 20175-01) класса точности (КТ) 0,5S/1, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.02М (рег.№ 36697-12) класса точности (КТ) 0,5S/1 по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанные в таблице 2 (25 точек измерения).

2-й уровень -измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер «ИКМ-Пирамида» (регистрационный номер 45270-10), устройство синхронизации времени УСВ-2 (регистрационный номер 41681-10), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, специализированное программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные 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 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 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS-на сервер ИВК «ИКМ-Пирамида», где производится обработка измерительной информации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение результатов измерений, оформление отчётных документов, а также передача информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента. При отказе основного канала сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» переключается на резервный, организованный по технологии CSD стандарта GSM.

Сформированные XML-отчеты передаются заинтересованным организациям и участникам Оптового рынка электроэнергии (мощности) по выделенному каналу доступа в сеть Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее-СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) установленного на уровне ИВК и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Сравнение показаний часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 происходит 1 раз в час. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного ГЛОНАСС/GPS-приёмника к шкале координированного времени UTC ±10 мкс. Синхронизация часов сервера и УСВ-2 осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) в сутки, не более ±3 с. Сличение показаний часов счетчиков и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с часами сервера на величину более чем ±1 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение (далее-ПО) «Пирамида 2000».

ПО «Пирамида 2000» аттестовано ФГУП «ВНИИМС». Свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26.10.2011 года.

Идентификационные данные (признаки) ПО «Пирамида 2000» приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) ПО «Пирамида2000»

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1

2

Наименование ПО

«Пирамида 2000»

1.Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

2.Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

3.Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

4.Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

5.Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

б.Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

7.Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Б.Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

9.Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

10.Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014 -высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

Перечень компонентов АИИС КУЭ с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов АИИС КУЭ

Номер

ИК

Наименования

присоединений

Состав измерительного канала

■

о

а «

£ к

и лр £ 2 иэ

PQ

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

§

В

о

У

1

2

3

4

5

6

7

8

1

РП(ТП)-141 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ,

1 с. ш. 10 кВ, яч. 19

ТОЛ-10-I

КТ 0,5 Ктт= 150/5 Зав. № 13524 Зав. № 13513 Рег.№ 15128-07

НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. №0262 Рег.№ 16687-02

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Зав. № 0612105984 Рег.№ 36355-07

,2

о

5

№.

.в

а0

з0

Й О

д7

и2

м5

а4

р

УСВ-2 зав.№ 3027, Рег.№ 41681-10

Активная/Реактивная

2

РП(ТП)-141 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ, яч. 28

ТОЛ-10-I

КТ 0,5 Ктт= 150/5 Зав. № 12595 Зав. № 12184 Рег.№ 15128-07

НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн= 10000/100 Зав. №0528 Рег.№ 16687-02

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Зав. № 0612106096 Рег.№ 36355-07

3

ТП-1889

(10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ,

1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 10/0,4 кВ

ТТИ-100 КТ 0,5 Ктт= 1000/5 Зав. № B45138 Зав. № Y12328 Зав. № B45137 Рег.№ 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05Д.17 КТ 0,5S/1 Зав. № 1004110908 Рег.№ 41135-09

4

ТП-1889 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ,

2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 10/0,4 кВ

ТТИ-100 КТ 0,5 Ктт= 1000/5 Зав. № B45001 Зав. № B45011 Зав. № B45004 Рег.№ 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05Д.17 КТ 0,5S/1 Зав. № 1004110461 Рег.№ 41135-09

С U -е

1 ^ 1

5

ТП-1889 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ,

3 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-3 10/0,4 кВ

ТТИ-100 КТ 0,5 Ктт= 1000/5 Зав. № В44997 Зав. № В45007 Зав. № В45008 Рег.№ 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.17 КТ 0,5S/1 Зав. № 1312160957 Рег.№ 51593-12

1

2

3

4

5

6

7

8

6

ТП-1889 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ,

4 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-4 10/0,4 кВ

ТТИ-100 КТ 0,5 Ктт= 1000/5 Зав. № В45348 Зав. № В45000 Зав. № В44999 Рег.№ 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05Д.17 КТ 0,5S/1 Зав. № 1004110193 Рег.№ 41135-09

КМ-Пирамида» зав. № 502, Рег № 45270-10

УСВ-2 зав.№ 3027, Рег.№ 41681-10

§

н

в

и

т

к

а

<и

ая

н

в

и

т

и

<

7

ТП-1889 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. 1

Т-0,66 КТ 0,5 Ктт= 200/5 Зав. № 127421 Зав. № 127431 Зав. № 127432 Рег.№ 51516-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.17 КТ 0,5S/1 Зав. № 1302170068 Рег.№ 51593-12

8

ВРУ-0,4 кВ ООО "Северная звезда", с.ш. 0,4 кВ, ввод от ВРУ-0,4 кВ корпус Б ООО "Центральный универмаг"

ТТИ-30 КТ 0,5 Ктт= 250/5 Зав. № L222151 Зав. № L222149 Зав. № F36335 Рег.№ 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1 Зав. № 1101170489 Рег.№ 46634-11

9

ООО "Терминал", КТП №1 РУ-0,4 кВ,

1 сш - 04 кВ, Ввод №1, яч. 1

ТШП-0,66 КТ 0,5 Ктт= 2000/5 Зав. № 4068591 Зав. № 4068023 Зав. № 4068015 Рег.№ 58385-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1 Зав. № 1110140299 Рег.№ 46634-11.

10

ООО "Терминал", КТП №1 РУ-0,4 кВ, 2сш - 04 кВ, Ввод №2, яч. 5

ТШП-0,66 КТ 0,5 Ктт= 2000/5 Зав. № 4071613 Зав. № 4069114 Зав. № 4068046 Рег.№ 58385-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1 Зав. № 1110140144 Рег.№ 46634-11

ВКИ

11

ООО "Терминал", КТП №2 РУ-0,4 кВ,

1 сш - 04 кВ, Ввод №1, яч. 2

ТШП-0,66 КТ 0,5S Ктт= 2000/5 Зав. № 4067558 Зав. № 4067575 Зав. № 4067623 Рег.№ 58385-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1 Зав. № 1110140192 Рег.№ 46634-11

12

ООО "Терминал", КТП №2 РУ-0,4 кВ, 2сш - 04 кВ, Ввод №2, яч. 5

ТШП-0,66 КТ 0,5S Ктт= 2000/5 Зав. № 4067561 Зав. № 4067584 Зав. № 4067596 Рег.№ 58385-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5 S/1 Зав. № 1110140487 Рег.№ 46634-11

1

2

3

4

5

6

7

8

13

ТП-2 10 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

ТТИ-100 КТ 0,5 Ктт= 1500/5 Зав. № Е19493 Зав. № Е19494 Зав. № Е19523 Рег.№ 29922-05

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1 Зав. № 1101170371 Рег.№ 46634-11

(N

0

5

№.

.в

а0 СП °

»а -0 д7 и2 м5 а4 р

УСВ-2 зав.№ 3027, Рег.№ 41681-10

ая

К

ю

и

итк

а

е

Р/

§

н

в

и

кти

А

14

ТП-2 10 кВ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2

ТТН-100 КТ 0,5 Ктт= 1500/5 Зав. №1106077113 Зав. №1106077118 Зав. № 1106077116 Рег.№ 41260-09

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1 Зав. № 1101170448 Рег.№ 46634-11

15

ТП 10 кВ №06, РУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, руб.1

ТТИ-30 КТ 0,5 Ктт= 200/5 Зав. № B13113 Зав. № D11256 Зав. № S16411 Рег.№ 28139-04

-

Меркурий 230 ART-03PQRSIDN КТ 0,5S/1 Зав. № 28392065 Рег.№ 23345-04

16

ТП 10 кВ №06, РУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, руб.2

ТТИ-30 КТ 0,5 Ктт= 200/5 Зав. № D11257 Зав. № B13116 Зав. № D11246 Рег.№ 28139-04

-

Меркурий 230 ART-03PQRSIDN КТ 0,5S/1 Зав. № 28392261 Рег.№ 23345-04

С U -е

1 ^

17

ТП 10 кВ №06, РУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, руб.3

ТТИ-30 КТ 0,5 Ктт= 200/5 Зав. № U16642 Зав. № U16639 Зав. № U16622 Рег.№ 28139-04

-

Меркурий 230 ART-03PQRSIDN КТ 0,5S/1 Зав. № 23927635 Рег.№ 23345-04

18

ГКТП 10 кВ №118, ввод 0,4 кВ Т-1

ТТИ-100 КТ 0,5 Ктт= 1000/5 Зав. № Y29421 Зав. № Y29426 Зав. № Y29431 Рег.№ 28139-04

-

Меркурий 230 ART-03PQRSIDN КТ 0,5S/1 Зав. № 10190832 Рег.№ 23345-04

1

2

3

4

5

6

7

8

19

ТП-037п 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т1

ТНШЛ-0,66 КТ 0,5 Ктт= 1500/5 Зав. № 2000242 Зав. № 2000239 Зав. № 2000238 Рег.№ 5024-75

-

СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/1 Зав. № 12020001 Рег.№ 20175-01

КМ-Пирамида» зав. № 502, Рег № 45270-10

УСВ-2 зав.№ 3027, Рег.№ 41681-10

5

н

в

и

т

к

а

<и

ая

н

в

и

т

и

<

20

ТП-037п 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т2

ТНШЛ-0,66 КТ 0,5 Ктт= 1500/5 Зав. № 1001409 Зав. № 1001410 Зав. № 1001402 Рег.№ 5024-75

-

СЭТ-4ТМ.02М.11 КТ 0,5S/1 Зав. № 0812141642 Рег.№ 36697-12

21

ТП-036п 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т1

ТНШЛ-0,66 КТ 0,5 Ктт= 2000/5 Зав. № 2000117 Зав. № 2000116 Зав. № 2000128 Рег.№ 5024-75

-

СЭТ-4ТМ.02М.11 КТ 0,5S/1 Зав. № 0809130923 Рег.№ 36697-12

22

ТП-036п 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т2

ТНШЛ-0,66 КТ 0,5 Ктт= 2000/5 Зав. № 6000127 Зав. № 6000126 Зав. № 6000134 Рег.№ 5024-75

-

СЭТ-4ТМ.02М.11 КТ 0,5S/1 Зав. № 0812140118 Рег.№ 36697-12

23

ТП-047п 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т1

ТОП-0,66 КТ 0,5 Ктт= 200/5 Зав. № 05033497 Зав. № 05033499 Зав. № 05033498 Рег.№ 57218-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1 Зав. № 1104171274 Рег.№ 46634-11

ВКИ

24

ТП-57п 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ввод тр-ра Т1

Т-0,66 КТ 0,5 Ктт= 400/5 Зав. № 377495 Зав. № 377494 Зав. № 377496 Рег.№ 51516-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1 Зав. № 1101170441 Рег.№ 46634-11

25

ТП 10 кВ №06, РУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, руб.4

ТТИ-30 КТ 0,5 Ктт= 200/5 Зав. № C11941 Зав. № C11909 Зав. № C11948 Рег.№ 28139-04

-

Меркурий 230 ART-03PQRSIDN КТ 0,5S/1 Зав. № 29864194 Рег.№ 23345-04

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1)ином, ток (0,01-1,2)!ном; 0,5 инд .< cos9 <0,8 емк.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 10 до плюс 40 °С, для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02, Меркурий 230 от минус 40 до плюс 55 °С и для счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05Д, СЭТ-4ТМ.02М, ПСЧ-4ТМ.05МД.17, ПСЧ-4ТМ.05МК от минус 40 до плюс 60 °С, для сервера «ИКМ Пирамида» от 10 до 25 °С; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от с 10 до 35 °С) приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации_

Номер

ИК

<и

и К ^

СЛ

F О ей О

н

СП

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях, (±) 5, %

51(2)%,

I1(2) %£ 1 изм< 1 5 %

55 %,

I5 %£ 1 изм< 1 20 %

520 %,

1 20 %£ 1 изм< 1 100 %

51 I100 %£ -

00 %,

изм£ 1 120 %

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1, 2

0,5

-

-

3,2

2,7

2,4

2,5

2,4

2,5

0,8

-

-

1,9

3,5

1,5

3,0

1,5

3,0

1

-

-

1,3

Не норм

1,1

Не норм

1,6

Не норм

11, 12

0,5

-

-

3,0

2,6

2,1

2,4

2,1

2,4

0,8

-

-

1,7

3,4

1,3

2,8

1,3

2,8

1

-

-

1,1

Не норм

0,9

Не норм

1,4

Не норм

3,10,13

-25

0,5

5,4

3,5

3,0

2,6

2,1

2,4

2,1

2,4

0,8

3,0

5,0

1,7

3,4

1,3

2,8

1,3

2,8

1

2,1

Не норм

1,1

Не норм

1,4

Не норм

0,9

Не норм

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02)ином, ток (0,01 - 1,2)1ном 0,5 инд. < cos ф <0,8 емк., приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии_

Номер

ИК

е

к

нф

|Ц и № О се о К

З

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, (±) 5, %

51(2)%,

-1(2) %£ 1 изм< 1 5 %

55 %,

-5 %£ 1 изм< 1 20 %

520 %,

1 20 %£ 1 изм< 1 100 %

5ю0 %,

-100 %£ 1 изм£ 1 120 %

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1, 2

0,5

-

-

3,1

1,9

2,3

1,5

2,3

1,5

0,8

-

-

1,7

2,8

1,3

2,1

1,3

2,1

1

-

-

1,2

Не норм

1,0

Не норм

1,0

Не норм

11, 12

0,5

5,4

2,9

2,8

1,7

1,9

1,3

2,2

1,4

0,8

2,9

4,5

1,6

2,6

1,1

1,8

1,3

2,0

1

2,0

Не норм

1,0

Не норм

0,8

Не норм

1,0

Не норм

3-10,

13-25

0,5

-

-

1,9

1,3

1,9

1,3

1,9

1,3

0,8

-

-

1,1

1,8

1,1

1,8

1,1

1,8

1

-

-

0,8

Не норм

0,8

Не норм

0,8

Не норм

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05.МК, СЭТ-4ТМ.02М, ПСЧ-4ТМ.05МД

среднее время наработки на отказ, не менее, 165 000 ч, счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05Д среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 140 000 ч, счетчик электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230 и, счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.02 среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 9 0000 ч, счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 140 000 ч, трансформаторы тока и трансформаторы напряжения

среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 400 000 ч, устройство синхронизации времени УСВ-2

среднее время наработки на отказ. не менее. Тср 35 000 ч, сервер ИВК «ИКМ-Пирамида»

среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности, tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии (мощности) с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика:

параметрирования;

вскрытие счетчика;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

журнал сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»:

даты начала регистрации измерений;

перерывов электропитания;

потери и восстановления связи со счётчиками;

программных и аппаратных перезапусков;

корректировки времени в счетчике и сервере;

изменения ПО.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей; сервера ИВК «ИКМ-Пирамида». защита информации на программном уровне:

результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

установка пароля на счетчик; установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений, не менее, 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на ИК и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4- Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Счетчик активной и реактивной энергии переменного тока, статический, многофункциональный

СЭТ 4ТМ.02 (модификация СЭТ 4ТМ.02.2)

1 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ 4ТМ.02М (модификация СЭТ 4ТМ.02М.11)

3 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК (модификация ПСЧ-4ТМ.05МК.04)

9 шт.

Счетчик электрической энергии трехфазный статический

Меркурий 230 (модификация Меркурий 230 ART-03PQRSIDN)

5 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МД (модификация ПСЧ-4ТМ.05МД.17)

2 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05Д (модификация ПСЧ-4ТМ.05Д.17)

3 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М

2 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

4 шт.

Трансформатор тока

ТТИ-100

18 шт.

Трансформатор тока

Т-0,66

6 шт.

Трансформатор тока

ТТИ-30

15 шт.

Трансформатор тока

ТШП-0,66

12 шт.

Трансформатор тока

ТТН-100

3 шт.

Трансформатор тока

ТНШЛ-0,66

12 шт.

Трансформатор тока

ТОП-0,66

3 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

2 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1 шт.

Сервер -комплекс информационно-вычислительный

ИКМ-Пирамида

1 шт.

Наименование документации

Методика поверки

МП 4222-08-7325106267-2017

1 экз.

Формуляр ФО

ФО 4222-08-7325106267-2017

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-08-7325106267-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №8. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 01.06.2017 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.02М в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

-    счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230 в соответствии с документом «Методика поверки с тестовым программным обеспечением «Конфигуратор счётчиков трёхфазных Меркурий» и «BMonitor»». Методика поверки АВЛГ.411152.021 ;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М». Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146 РЭ1;

-    счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1»;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1»;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05 МД в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05 МД. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.177 РЭ1»;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05Д в соответствии с методикой поверки «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05Д. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.162РЭ1»;

-ИВК «ИКМ-Пирамида» в соответствии с документом «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида. Методика поверки ВЛСТ.230.00.000;

устройство синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ.237.00.001 И1»;

радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).

Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №8.

МВИ 4222-08-7325106267-2017. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ». Свидетельство об аттестации № 213/RA.RU 311290/2015/2017 от 30.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №8

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Метрологическое обеспечение измерительных систем.

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ГЕС 62053-23:2003, MOD)

Развернуть полное описание