Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "Горводоканал" ЗАО "Пензенская Горэлектросеть" Нет данных, ГРСИ 48508-11
Номер госреестра:
48508-11
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "Горводоканал" ЗАО "Пензенская Горэлектросеть"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Пензенская Горэлектросеть", г.Пенза
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 44790
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» предназначена
для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, времени.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» представляет собой
двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выпол-
нения измерений активной и реактивной электрической энергии.
АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» решает следующие за-
дачи:
– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-
трической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной
мощности;
– периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
календарному времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значени-
ях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о со-
стоянии средств измерений;
– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз
данных) и от несанкционированного доступа;
– передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пен-
зенская Горэлектросеть» и автоматизированные рабочие места (АРМы);
– предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии
средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,
паролей и т.п.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ «Горводоканал»
ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»
– ведение времени (коррекция времени) в АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензен-
ская Горэлектросеть».
Структурная схема АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»
приведена на рис. 1.
АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» включает в себя сле-
дующие уровни.
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя
измерительные трансформаторы напряжения и тока, счётчики активной и реактивной электри-
ческой энергии и мощности по каждому присоединению (измерительному каналу). Конкретные
типы и обозначения документации, которой они соответствуют приведены в таблице 2.
На структурной схеме трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и счетчики соответ-
ственно обозначены: ТТ, ТН и Whn (n принимает значение от 1 до 18).
Лист № 2
Всего листов 11
Рис. 1 Структурная схема АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»
Лист № 3
Всего листов 11
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя
серверы (основной и резервный), рабочие станции (АРМ), технические средства организации
каналов связи. В АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» имеются три
разновидности каналов: внутренние каналы связи; каналы связи между серверами и ИИК; кана-
лы связи между серверами и внешними субъектами, в качестве которых могут быть, например,
РДУ и КО.
Внутренние каналы связи – это каналы между серверами и АРМами. Тип каналов
TCP/IP Ethernet и реализованы они с помощью коммутатора Cisco 2960-24, а в качестве среды
передачи данных используется «витая пара».
Каналы связи между серверами и ИИК со стороны серверов реализованы с помощью
того же самого коммутатора Cisco 2960-24, коммуникационного сервера Moxa NPort 5410,
GSM/GPRS модема Cinterion MC52i Terminal, а со стороны ИИК с каждой из групп ИИК реали-
зованы с помощью преобразователя интерфейсов (RS-485 в RS-232) ADAM-4520 и GSM/GPRS
модема Digital Angel Multi-SIM MC52i2 (может работать с двумя SIM-картами). В качестве сре-
ды передачи данных используется система сотовой связи. С каждой из групп ИИК реализовано
по два канала связи (основной и резервный), причем могут быть использованы разные операто-
ры сотовой связи.
Связь между серверами и внешними субъектами реализована через интернет. Для вы-
хода в интернет используются два канала – основной и резервный. Основной канал реализован
как непосредственный выход через коммутатор Cisco 2960-24 на каналообразующее оборудо-
вание провайдера. Резервный канал реализован как выход через коммутатор Cisco 2960-24 и
маршрутизатор DIR-456 в 3G сеть оператора сотовой связи, через которую и осуществляется
работа в сети интернет.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях АИИС
КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» и выполняет законченную функцию
измерений времени и интервалов времени. В качестве задатчика точного времени используется
радиосервер точного времени РСТВ-01 (№40586-09 в Государственном реестре средств изме-
рений) модификации РСТВ-01-01, синхронизирующий свое время от сигналов систем
ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация времени серверов и компьютеров АРМ осуществляется по ка-
налу TCP/IP Ethernet через коммутатор Cisco 2960-24 по NTP протоколу. Синхронизация вре-
мени счетчиков осуществляется активным сервером не чаще одного раза в сутки по тем же ка-
налам, что и обмен данными при расхождении времени счетчика и сервера более 3-х секунд
(параметр задается при конфигурировании системы). Проверка расхождения осуществляется
при каждом сеансе связи со счетчиком, согласно заданному расписанию.
Формирование алгоритма коммутации через коммутатор Cisco 2960-24 осуществляется
с помощью маршрутизатора Cisco 1811/K9.
Аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (транс-
форматоров тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики элек-
трической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифро-
вой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерений в счетчиках
электрической энергии осуществляется микроконтроллером, который реализует алгоритмы в
соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память.
Результаты преобразований приращений электрической энергии, присутствующей на
входе счетчика, по цифровым каналам связи со счетчиков электрической энергии по запросу
передаются в форме профиля мощности в сервер ИВК, который производит преобразование
этих данных с целью приведения их значений к точкам измерений и формирует архив. Кроме
того сервер ИВК осуществляет формирование учетных показателей в точках поставки электри-
ческой энергии и формирует архив.
На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа применя-
ются следующие меры:
– пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и на-
пряжения;
Лист № 4
Всего листов 11
– пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;
– пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу
RS-485;
– размещением каналообразующей аппаратуры уровня ИИК в металлическом шкафу,
оборудованном замковым устройством.
На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих меро-
приятий:
– пломбированием сервера пломбами собственника системы и энергосбытовой органи-
зации;
– размещением технических средств уровня ИВК в серверном шкафу и шкафу канало-
образующей аппаратуры, оборудованными замковыми устройствами;
– установление учетных записей пользователей и паролей доступа к cерверу АИИС
КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»;
– защита операционной системы cервера АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензен-
ская Горэлектросеть» обеспечивается средствами операционной системы.
Защита баз данных осуществляется средствами установленной системы управления ба-
зами данных.
Данные измерений в ИАСУ КУ ОАО «АТС» передаются в виде документа, подлин-
ность которого подтверждается электронной цифровой подписью.
В счетчиках электрической энергии и в серверах ИВК ведутся журналы событий о кри-
тичных взаимодействиях объекта контроля и АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская
Горэлектросеть», а также оператора (или иного лица) и АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пен-
зенская Горэлектросеть».
Программное обеспечение
Программное обеспечение АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектро-
сеть» состоит из стандартного и специализированного программных пакетов.
Стандартный программный пакет, применяемый для организации сервера и рабочей
станции АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» использует программ-
ные продукты в составе:
– операционные системы «Windows Server», «Windows XP;
– СУБД «MS SQL Server»;
– пакет «MS Office».
Специализированный программный комплекс «Энергосфера».
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспече-
ния приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Наименова-
ние про-
граммы
Идентификацион-
ное наименование
программного
обеспечения
PSO.exe
6.5.32.1695
MD5
Номер версии
(идентификаци-
онный номер)
программного
обеспечения
Алгоритм вычисле-
ния цифрового
идентификатора
программного обес-
печения
Сервер
опроса
Цифровой идентифика-
тор программного
обеспечения (кон-
трольная сумма испол-
няемого кода)
0b6eef60aa12c994a782b
a2fe8d7fc25
Влияние программного обеспечения на суммарную относительную погрешность ИК
оценивается относительной погрешностью ИВК при переводе числа импульсов в единицы из-
меряемой физической величины, вычислении и округлении, пределы которой составляют ± 0,01 %.
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-
ний соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Лист № 5
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
N
И
N6
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характе-
ристики приведены в таблице 2.
Номинальная функция преобразования измерительных каналов при измерении:
– электроэнергии
W
P
(
W
Q
)
=
2
×
A
×
К
ТН
×
К
ТТ
– мощности
Р
(
Q
)
=
2
×
A
×
Т
0
×
К
ТН
×
К
ТТ
Вид электро-
энергии
Погреш-
ность,
%
СЭТ-4ТМ.03М
где: N – число импульсов в регистре профиля мощнсти электросчетчика, имп;
А – постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт∙ч (квар∙ч);
К
тн
– коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);
К
тт
– коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ);
Вид
Т
и
– время интегрирования, мин.
Таблица 2
Канал измеренийСредство измерений
Классточности,
Номер НаименованиеКоэффициент
ИКприсоединения
трансформации,
№ГосреестраСИ
Фаза
Обозначение
A
B
КлТ=0,5
2611-70
(1)
«Водозабор»
чик36697-08
123456
КлТ=0,5 A ТПОЛ 10
ТТКтт=600/5B–
ПС 110/10/6 кВ
1261-02
CТПОЛ 10
1
ЗРУ-6кВ яч.№6 ТН
Ктн=6000/100
C
НТМИ-6-66
Счет- КлТ=0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
7
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
8
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
A
КлТ=0,5
2611-70
C
(1)
«Водозабор»
КлТ=0,2AТПЛ-10
ТТКтт=400/5B –
ПС 110/10/6 кВ
1276-59
CТПЛ-10
2
З
РУ
-6кВ яч.№7
ТН
Ктн=6000/100B
НТМИ-6-66
чик36697-08
Счет- КлТ=0,2S/0,5
С
ЭТ-4ТМ.03М
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 1,3;
δ
2.а.о
= ± 0,9;
δ
1.р.о
= ± 1,8;
δ
2.р.о
= ± 1,4;
δ
1.а.р
= ± 1,5;
δ
2.а.р
= ± 1,2;
δ
1.р.р
= ± 2,5;
δ
2.р.р
= ± 2,2.
A
КлТ=0,5
2611-70
C
(1)
«Водозабор»
КлТ=0,2AТПЛ-10
ТТКтт=400/5B –
ПС 110/10/6 кВ
1276-59
CТПЛ-10
3
З
РУ
-6кВ яч.№8
ТН
Ктн=6000/100B
НТМИ-6-66
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 1,3;
δ
2.а.о
= ± 0,9;
δ
1.р.о
= ± 1,8;
δ
2.р.о
= ± 1,4;
δ
1.а.р
= ± 1,5;
δ
2.а.р
= ± 1,2;
δ
1.р.р
= ± 2,5;
δ
2.р.р
= ± 2,2.
Лист № 6
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
4
СЭТ-4ТМ.03М
5
СЭТ-4ТМ.03М
6
СЭТ-4ТМ.03М
7
СЭТ-4ТМ.03М
8
СЭТ-4ТМ.03М
9
СЭТ-4ТМ.03М
1
B
КлТ=0,5
2611-70
56
AТПОЛ 10
B –
CТПОЛ 10
A
НТМИ-6-66
C
(2)
234
КлТ=0,5
ТТКтт=600/5
ПС 110/10/6 кВ
1261-02
«Водозабор»
ЗРУ-6кВ яч.№10 ТН
Ктн=6000/100
7
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
8
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5
ТТКтт=400/5
1856-63
B
2611-70
AТВЛМ-10
B –
CТВЛМ-10
A
НТМИ-6-66
C
(2)
«Водозабор»
ПС 110/10/6 кВ
КлТ=0,5
ЗРУ-6кВ яч.№12 ТН
К
тн=6000/100
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,2
ТТКтт=400/5
1276-59
B
2611-70
АТПЛ-10
В –
СТПЛ-10
A
НТМИ-6-66
C
(2)
«Водозабор»
ПС 110/10/6 кВ
КлТ=0,5
ЗРУ-6кВ яч.№13
ТН
К
тн=6000/100
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 1,3;
δ
2.а.о
= ± 0,9;
δ
1.р.о
= ± 1,8;
δ
2.р.о
= ± 1,4;
δ
1.а.р
= ± 1,5;
δ
2.а.р
= ± 1,2;
δ
1.р.р
= ± 2,5;
δ
2.р.р
= ± 2,2.
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5
ТТКтт=400/5
1856-63
B
2611-70
AТВЛМ-10
B –
CТВЛМ-10
A
НТМИ-6-66
C
(2)
«Водозабор»
ПС 110/10/6 кВ
КлТ=0,5
ЗРУ-6кВ яч.№16
ТН
К
тн=6000/100
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5
ТТКтт=400/5
2473-00
B
831-53
AТЛМ-10
B –
CТЛМ-10
A
НТМИ-10
C
(1)
«КОС»
ПС 110/10
КлТ=0,5
ЗРУ-10кВ яч.№3
ТН
Ктн=10000/100
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5
ТТКтт=400/5
7069-02
B
831-53
AТОЛ10
B –
CТОЛ10
A
НТМИ-10
C
(1)
«КОС»
ПС 110/10
КлТ=0,5
ЗРУ-10кВ яч.№4
ТН
Ктн=10000/100
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
Лист № 7
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
10
СЭТ-4ТМ.03М
11
СЭТ-4ТМ.03М
12
СЭТ-4ТМ.03М
13
СЭТ-4ТМ.03М
14
СЭТ-4ТМ.03М
15
СЭТ-4ТМ.03М
1
234
КлТ=0,5
ТТКтт=400/5
7069-02
B
831-53
56
AТОЛ10
B –
CТОЛ10
A
НТМИ-10
C
(1)
«КОС»
ПС 110/10
КлТ=0,5
ЗРУ-10кВ яч.№5 ТН
Ктн=10000/100
7
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
8
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
B
КлТ=0,5
831-53
AТОЛ10
B –
CТОЛ10
A
НТМИ-10
C
(2)
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5
ТТКтт=200/5
ПС 110/10
7069-02
«КОС»
ЗРУ-10кВ яч.№8
ТН
Ктн=10000/100
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5
ТТКтт=300/5
7069-02
B
831-53
AТОЛ10
B –
CТОЛ10
A
НТМИ-10
C
(2)
«КОС»
ПС 110/10
КлТ=0,5
ЗРУ-10кВ яч.№9 ТН
Ктн=10000/100
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
B
ТН
AТОЛ10
B –
CТОЛ10
A
НТМИ-10
C
(2)
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
B
AТПЛМ-10
B –
CТПЛМ-10
A
НТМИ-6-66
C
(3)
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
B
ТН
AТПЛМ-10
B –
CТПЛМ-10
A
НТМИ-6-66
C
(3)
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5
ТТКтт=400/5
ПС 110/10
7069-02
«КОС»
КлТ=0,5
ЗРУ-10кВКтн=10000/100
яч.№10
831-53
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5
ТТКтт=150/5
ПС «НСВ Водо-
2363-68
забор » КлТ=0,5
РУ-2 ЗРУ-6кВ
ТН Ктн=6000/100
яч.№26 2611-70
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5
ТТКтт=150/5
ПС «НСВ Водо-
2363-68
забор » КлТ=0,5
РУ-2 ЗРУ-6кВ Ктн=6000/100
яч.№30 2611-70
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
Лист № 8
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М
123
B
ТН
56
AТПЛМ-10
B –
CТПЛМ-10
A
НТМИ-6-66
C
(3)
ТТ
ПС «НСВ Водо-
забор »
16РУ-2 ЗРУ-6кВ
яч.№31
Счет-
чик
7
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
8
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
B
ТН
AТПЛ-10
B –
CТПЛ-10
A
НТМИ-6-66
C
(4)
ТТ
ПС 35/6 кВ «Ли-
тейная (Компрес-
17сорный з-д)»
ЗРУ-6кВ яч.№1
Счет-
чик
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
B
ТН
AТПОЛ 10
B –
CТПОЛ 10
A
НТМИ-6-66
C
(5)
ТТ
ПС 35/6 кВ «Ли-
тейная (Компрес-
18сорный з-д)»
ЗРУ-6кВ яч.№19
Счет-
чик
4
КлТ=0,5
Ктт=150/5
2363-68
КлТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КлТ=0,2S/0,5
36697-08
КлТ=0,5
Ктт=400/5
1276-59
КлТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КлТ=0,2S/0,5
36697-08
КлТ=0,5
Ктт=600/5
1261-02
КлТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КлТ=0,2S/0,5
36697-08
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 2,5;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
δ
1.р.о
= ± 3,7;
δ
2.р.о
= ± 1,9;
δ
1.а.р
= ± 2,6;
δ
2.а.р
= ± 1,5;
δ
1.р.р
= ± 4,1;
δ
2.р.р
= ± 2,6.
В таблице 2 в графе 8 приведены границы допускаемой относительной погрешности
при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
δ
1.а.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-
ской энергии при I = 0,1·I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
2.а.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-
ской энергии при I = I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
1.р.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-
ской энергии при I = 0,1·I
ном
для sinφ = 0,6;
δ
2.р.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-
ской энергии при I = I
ном
для sinφ = 0,6;
δ
1.а.р
– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии
в рабочих условиях применения при I = 0,1·I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
2.а.р
– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии
в рабочих условиях применения при I = I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
1.р.р
– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-
гии при в рабочих условиях применения I = 0,1·I
ном
для sinφ = 0,6;
δ
2.р.р
– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-
гии в рабочих условиях применения при I = I
ном
для sinφ = 0,6;
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
Нормальные условия применения:
– температура окружающего воздуха, °С21 … 25; –
относительная влажность воздуха, %30 … 80; –
атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.)84 … 106;
– напряжение питающей сети переменного тока, В215,6 … 224,4;
Лист № 9
Всего листов 11
49,85 … 50,15;
0,05.
198 … 242
49 … 51
trial 40 … 50
10 … 50
– частота питающей сети переменного тока, Гц
– индукция внешнего магнитного поля, мТл не более
Рабочие условия применения:
– напряжение питающей сети переменного тока, В
– частота питающей сети, Гц
– температура (для ТН и ТТ), °С
– температура (для счетчиков)
– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего
и вспомогательного оборудования), °С
– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл
Среднее время наработки на отказ
Средний срок службы
15 … 40
0 … 0,5
1200 ч
15 лет
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место на-
несения – вверху, справа) эксплуатационной документации АИИС КУЭ «Горводоканал»
ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»
Комплектность средства измерений
В комплект АИИС КУЭ «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» входят тех-
нические средства и документация, представленные в таблицах 3 и 4 соответственно.
Таблица 3 – Технические средства
№НаименованиеОбозначениеКол-во
1 Трансформатор тока
2 Трансформатор тока
3 Трансформатор тока
4 Трансформатор тока
5 Трансформатор тока
6 Трансформатор тока
7 Трансформатор напряжения
8 Трансформатор напряжения
9 Счётчик электрической энергии
ТПОЛ 10 6
ТПЛ-10 8
ТВЛМ-10 4
ТЛМ-10 2
ТОЛ10 10
ТПЛМ-10 6
НТМИ-6-66 5
НТМИ-10 2
СЭТ-4ТМ.03М 18
10 GSM-модем
11 Антенна
12 Преобразователь RS-232 to RS-422/485
13 Блок питания 12В, 2A
14 Сетевой фильтр MC1206DIN
15 GSM-модем
16 Асинхронный коммуникационный сервер
17 Маршрутизатор
18 Маршрутизатор
19 Коммутатор
20 Сервер
21 АРМ
22 Радиосервер точного времени
23 Источник бесперебойного питания
24 Термостат
Digital Angel Multi-SIM4
MC35i2
Triada-MA 9774
ADAM- 45204
MeanWeal4
MC1206DIN4
Cinterion MC52i Terminal2
MOXA Nport 54101
D-Link DIR-4561
Cisco 1811/K91
Cisco 2960-241
IBM System x3650 M32
ASUS K52F2
РСТВ-01-011
APC Smart-UPS 1000VA1
USB & Serial RM 2U
Rittal8
Лист № 10
Всего листов 11
Таблица 4 – Документация
№НаименованиеКол-во
1 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого 1
учета электроэнергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть».
Технорабочий проект. ПГЭС.02.1.РП.
2 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого1
учета электроэнергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть».
Инструкция по эксплуатации. ПГЭС.02.1.ЭД.И4
3 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого1
учета электроэнергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть».
Технологическая инструкция. ПГЭС.02.1.ЭД.И5
4 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого1
учета электроэнергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть».
Инструкция по формированию и ведению базы данных. ПГЭС.02.1.ЭД.И3.
5 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого1
учета электроэнергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть».
Перечень входных и выходных данных. ПГЭС.02.1.ЭД.И1.
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого
6 учета электроэнергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть».1
Паспорт-формуляр. ПГЭС.02.1.ЭД.ФО.
7 Документация по программному обеспечению ПК «Энергосфера»1
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
8 учета электрической энергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектро-1
сеть». Методика поверки.
Поверка
осуществляется по методике поверки МП 48508-11 «Система автоматизированная информаци-
онно-измерительная коммерческого учета электрической энергии «Горводоканал» ЗАО «Пен-
зенская Горэлектросеть». Методика поверки», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ
«Пензенский ЦСМ» 25.11.2011 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
– мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измере-
ний угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 º. Пределы допускаемой относительной
погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 %
(в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне изме-
рений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты
± 0,02 Гц;
– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со
шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ
«Горводоканал»ЗАО«ПензенскаяГорэлектросеть».Свидетельствообаттестации
№ 01.00230/27-2011 от 25.11.2011 г.
Лист № 11
Всего листов 11
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
«Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»
1 ГОСТ 22261-94 Cpeдcтвa измepeний элeктpичecкиx и мaгнитныx вeличин. Oбщиe
тexничecкиe уcлoвия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения
3 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета
электроэнергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть» (АИИС КУЭ «Горводока-
нал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть»). Техническое задание. ПГЭС.02.1.ТЗ.
4. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета
электроэнергии «Горводоканал» ЗАО «Пензенская Горэлектросеть». Технорабочий проект.
ПГЭС.02.1.РП.
Рекомендации по областям применения в сферах государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ЗАО «Пензенская Горэлектросетъ»
Адрес: 440629, г. Пенза, ул. Московская, д. 82-в.
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:
Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государ-
ственном реестре средств измерений под № 30033-10.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ. Р. Петросян
М.п.«___» _______________ 2011 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 71180-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-2" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" | Нет данных | АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 73021-18 | Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН-1 АО "ВЧНГ" | Нет данных | ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 68951-17 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1568 ООО "Пурнефть" | Нет данных | ООО "Пурнефть", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 50294-12 | Система приборного учета (система автоматизированная комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Северной железной дороги | Нет данных | ЗАО "Отраслевой центр внедрения новой техники и технологий", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 73708-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Пыть-Ях | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений