Приложение к свидетельству № 45772
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные
системы» (ГТП Собинка).
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП
Собинка) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения календарного времени,
интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные
интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя
трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее –
ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М,
СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05 по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206 соответственно, в режиме
измерений активной электроэнергии; по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035 соответственно в
режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические
средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измери-
тельных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень – устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее –
УСПД) и каналообразующая аппаратура.
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычисли-
тельной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 136),
сервер сбора данных ЦСОИ ОАО «Владимирские коммунальные системы», устройство син-
хронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (№101), автоматизирован-
ные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на со-
ответствующие 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 пе-
риод 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 зна-
чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (ИК) № 1-9 цифровой сигнал с выходов счетчиков по про-
водным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется вычисление
электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение изме-
Лист № 2
Всего листов 13
рительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень
системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уро-
вень по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для ИК № 10-21 цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи
стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК «ИКМ-Пирамида», установленный в ЦСОИ
ОАО «Владимирские коммунальные системы», где осуществляется вычисление электроэнергии
и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обра-
ботка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–
участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации систем-
ного времени на основе УСВ-1, синхронизирующих собственное системное время по сигналам
проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ. Погрешность
синхронизации не более
±
0,5 с. Время ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизировано со временем
УСВ-1 (Зав. №101), синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимо-
сти от наличия расхождении.
Для ИК № 1-9 время УСПД синхронизировано с временем ИВК «ИКМ-Пирамида»,
сравнение времени сервера сбора данных и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхро-
низация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчи-
ков со временем УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут).
Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±3 с, но не чаще 1
раза в сутки.
Для ИК №10-21 сличение времени счетчиков со временем ИВК «ИКМ-Пирамида» про-
изводится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени на
счетчиках осуществляется вне зависимости от расхождения времени (порог синхронизации –
0 с), но не чаще 1 раза в сутки.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
сти по группам
точек учета
e55712d0b1b21906
В АИИС КУЭ ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Собинка) исполь-
зуется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пи-
рамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации
паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
Номер вер-Цифровой иден-Алгоритм вы-
Идентификацион-сии (иден- тификатор ПО числения циф-
Наименование ПОное наименованиетификаци-(контрольная сум-рового иден-
ПОонный но- ма исполняемого тификатора
мер) ПОкода)ПО
Модуль вычисле-
ния значений
энергии и мощно-CalcClients.dll3
5d63da949114dae4
MD5
Модуль расчета
83f7b0f6d4a132f
небаланса энер-CalcLeakage.dll3
b1959ff70be1eb17c
MD5
гии/мощности
Лист № 3
Всего листов 13
3
d79874d10fc2b156
a0fdc27e1ca480ac
MD5
3
52e28d7b608799bb
3ccea41b548d2c83
MD5
3
6f557f885b7372613
28cd77805bd1ba7
MD5
3
48e73a9283d1e664
94521f63d00b0d9f
MD5
3
c391d64271acf4055
bb2a4d3fe1f8f48
MD5
3
ecf532935ca1a3fd3
215049af1fd979f
MD5
3
530d9b0126f7cdc2
3ecd814c4eb7ca09
MD5
Продолжение таблицы 1
Идентификацион-
Наименование ПОное наименование
ПО
Номер вер-
сии (иден-
тификаци-
онный но-
мер) ПО
Цифровой иден-
тификатор ПО
(контрольная сум-
ма исполняемого
кода)
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иден-
тификатора
ПО
Модуль вычисле-
ния значений
энергии потерь вCalcLosses.dll
линиях и транс-
форматорах
Общий модуль,
содержащий
функции, исполь-
зуемые при вы-
ParseIEC.dll
редаваемых по
числениях раз-
Metrology.dll
личных значений
и проверке точно-
сти вычислений
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пе-ParseBin.dll
редаваемых в би-
нарном протоколе
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пе-
редаваемых по
протоколам се-
мейства МЭК
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пе-ParseModbus.dll
редаваемых по
протоколу Modbus
Модуль обработки
значений физиче-
ских
величин, пе-
ParsePiramida.dll
протоколу Пира-
мида
Модуль формиро-
вания расчетных
схем и контроля
целостности дан-SynchroNSI.dll
ных нормативно-
справочной ин-
формации
Лист № 4
Всего листов 13
3
1ea5429b261fb0e28
84f5b356a1d1e75
MD5
Продолжение таблицы 1
Идентификацион-
Наименование ПОное наименование
ПО
Номер вер-
сии (иден-
тификаци-
онный но-
мер) ПО
Цифровой иден-
тификатор ПО
(контрольная сум-
ма исполняемого
кода)
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иден-
тификатора
ПО
Модуль расчета
величины рассин-
хронизации и зна-VerifyTime.dll
чений коррекции
времени
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-
мида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пира-
мида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельст-
во об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-
лучаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от
счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи
измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-
ков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-
теристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«С» по МИ 3286-2010.
Лист № 5
Всего листов 13
Метрологические и технические характеристики
ТЛМ-10
100/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 0035
Зав. № 0007
ТЛМ-10
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 5950
Зав. № 4528
ТЛМ-10
150/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 4554
Зав. № 4939
ТЛМ-10
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 0896
Зав. № 5815
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в
таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Но-Метрологические
ки
изме
ре-
Вид
гии
Основ-
ИВКная по-
ость, %
условиях
мер
Состав измерительного канала
характеристики
ИК
точ-
Наименова- элек- Погреш-
ние точкитро-ность в
ний
измерений ТТ ТН Счетчик
(И
В
КЭ)
энер-
н
греш-
рабочих
,
%
12
3
789
ПС «Собин-
ка»,
1СШ 10 кВ,
1СШ,
яч.ф.1001
456
ПС «Собинка»
СЭТ-
НАМИ-104ТМ.03.01
10000/100 Кл.т.
Кл.т. 0,20,5S/1,0
Зав. № 669 Зав. №
0102074460
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,1
тивная
ПС «Собин-
ка»,
2СШ 10 кВ,
2СШ,
яч.ф.1006
66
СЭТ-
0,5S/1,0
Зав. №
актив-
ная±1,2±3,3
реак-±2,8±5,2
тивная
ПС «Собин-
ка»,
3СШ 10 кВ,
2СШ,
яч.ф.1008
66
Кл.т. 0,5
СЭТ-
Кл.т.
10000/100
0,5S
/
1,0
Зав. №
актив-
ная±1,2±3,3
реак-±2,8±5,2
тивная
ПС «Собин-
ка»,
4СШ 10 кВ,
1СШ,
яч.ф.1015
Зав. № 3282
0102074453
СЭТ-
НАМИ-104ТМ.03.01
10000/100 Кл.т.
Кл.т. 0,20,5S/1,0
Зав. № 669 Зав. №
0102074499
СИКОН
НТМИ-10-
4ТМ.03.01
10000/100
К
л
.т.
Кл.т. 0,5
Зав. № 3282
0102074442
С70 Зав.
НТМИ-10-
4ТМ.03.01
№ 04287
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,1
тивная
ТПЛ-10с
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 1482
Зав. № 1481
ТПЛ-10
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 56771
Зав. № 57287
ТПЛ-10
400/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 32807
Зав. № 52806
ТОЛ-10-I
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 1687
Зав. № 1287
Лист № 6
Всего листов 13
Продолжение таблицы 2
12
3
789
ПС «Ун-
дол»,
5СШ 10 кВ,
1СШ,
яч.ф.101
Кл.т. 0,2
Зав. №
68743
СЭТ-
Зав. №
456
ПС «Ундол»
НАМИ-10
10000/100
4ТМ.03.01
Кл.т.
68740
0,5S/1,0
Зав. №
0102072980
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,1
тивная
ПС «Ун-
дол»,
6СШ 10 кВ,
2СШ,
яч.ф.102
ТПЛ-10с
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. №
08291000000
06
Зав. №
08291000001
03
Кл.т. 0,2
Зав. №
68743
СЭТ-
Зав. №
НАМИ-10
10000/100
4ТМ.03.01
Кл.т.
68740
0,5S/1,0
Зав. №
0102074434
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,1
тивная
ПС «Ун-
дол»,
7СШ 10 кВ,
2СШ,
яч.ф.103
Кл.т. 0,2
Зав. №
68743
СЭТ-
Зав. №
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,1
тивная
ПС «Ун-
дол»,
8СШ 10 кВ,
1СШ,
яч.ф.105
Кл.т. 0,2
Зав. №
68743
СЭТ-
Зав. №
НАМИ-10
10000/100
4ТМ.03.01
Кл.т.
68740
0,5S/1,0
Зав. №
0103071785
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,1
тивная
ПС «Ун-
дол»,
9СШ 10 кВ,
3СШ,
яч.ф.125
СЭТ-
НАМИ-104ТМ.03
10000/100 Кл.т.
Кл.т. 0,20,2S/0,5
Зав. № 483 Зав. №
0105080704
СИКОН
НАМИ-10
10000/100
4ТМ.03.01 С70 Зав.
Кл.т. № 04286
68740
0,5S/1,0
Зав. №
0103070716
актив-
ная±0,9±2,9
реак-±2,3±4,5
тивная
ТП-30
10
ТП-30,
РУ-0,4 кВ
ввод транс-
форматора
ТШП-0,66
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. №
8115036—
Зав. №
8115961
Зав. №
8115018
ПСЧ-ИВК
4ТМ.05.16 «ИКМ-
Кл.т. Пира-
0,5S/1,0 мида»
Зав. №Зав.№13
0311072500 6
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,4±5,1
тивная
ТЛМ-10
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 4100
Зав. № 0008
ТПОЛ-10
600/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 23291
Зав. № 23290
Зав. № 22950
Лист № 7
Всего листов 13
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
789
11
ТП-24,
РУ-0,4 кВ
ввод транс-
форматора
ТТИ-30
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 18057
Зав. № 18668
Зав. № 18645
—
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,4±5,1
тивная
56
ТП-24
ПСЧ-ИВК
4ТМ.05.16 «ИКМ-
Кл.т. Пира-
0,5S/1,0 мида»
Зав. №Зав.№13
0308071873 6
ТП-25
12
ТП-25,
РУ-0,4 кВ
ввод транс-
форматора
ТШП-0,66
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. №
8116779
Зав. №
8116829
Зав. №
8116841
—
ПСЧ-ИВК
4ТМ.05.16 «ИКМ-
Кл.т. Пира-
0,5S/1,0 мида»
Зав. №Зав.№13
0308072032 6
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,4±5,1
тивная
ТП-68
13
ТП-68,
РУ-0,4 кВ
ввод транс-
форматора
ТОП-0,66
100/5
Кл.т. 0,5S
Зав. №
9041129
Зав. №
9041127
Зав. №
9041128
—
ПСЧ-ИВК
4ТМ.05.16 «ИКМ-
Кл.т. Пира-
0,5S/1,0 мида»
Зав. №Зав.№13
0308072178 6
актив-
ная±1,0±3,3
реак-±2,4±6,1
тивная
ПС «Лаки-
на»,
14СШ 10 кВ,
2СШ
яч.ф.1026
НАМИТ-
10-2
10000/100
Кл.т. 0,5
Зав. № 0839
ПС «Лакино»
ПСЧ-ИВК
4ТМ.05.12 «ИКМ-
Кл.т. Пира-
0,5S/1,0 мида»
Зав. №Зав.№13
0308072706 6
актив-
ная±1,2±3,3
реак-±2,8±5,2
тивная
ТП-39,
РУ-10 кВ,
15яч.ф. «Со-
бинский
РРЭС»
100/
√
3
Зав. №
Зав. №
1008189
2
Кл.т.
Зав. №
ИВК
мида»
ТП-39
ЗНОЛП-10
10000/
√
3:
ПСЧ-
Кл.т. 0,5
4ТМ.05М.1
«
ИК
М-
Зав. № Пира-
1018091
0,5S/1,0
Зав.
№
13
1008209
0608111634
6
актив-
ная±1,2±3,3
реак-±2,8±5,4
тивная
Лист № 8
Всего листов 13
Продолжение таблицы 2
1
2
34
789
56
ТП-52(768)
16
ТП-52(768),
РУ-0,4 кВ
ввод транс-
форматора
Т1
6
Зав. №
ИВК
мида»
ПСЧ-
4ТМ.05М.1
«
И
КМ-
К
л
.т.
Пира-
0,5S/1,0
Зав.
№
13
0608113752
6
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,4±5,3
тивная
17
ТП-52(768),
РУ-0,4 кВ
ввод транс-
форматора
Т2
ТТИ-40
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. №
А30040—
Зав. №
А30043
Зав. №
А30059
ТТИ-40
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. №
А29889—
Зав. №
А30067
Зав. №
А29904
6
Зав. №
ИВК
мида»
ПСЧ-
4ТМ.05М.1
«
И
КМ-
К
л
.т.
Пира-
0,5S/1,0
Зав.
№
13
0608113808
6
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,4±5,3
тивная
ТП-21(774)
18
ТП-21(774),
РУ-0,4 кВ
ввод транс-
форматора
ТТИ-40
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. №
А30070—
Зав. №
А30050
Зав. №
А30055
6
Зав. №
ИВК
мида»
ПСЧ-
4ТМ.05М.1
«
И
КМ-
Кл.т.
Пира-
0,5S/1,0
Зав.
№
13
0609110140
6
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,4±5,3
тивная
ТП-22(775)
19
ТП-22(775),
РУ-0,4 кВ
ввод транс-
форматора
ТТИ-40
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. №
А29256—
Зав. №
А30071
Зав. №
А29258
6
Зав. №
ИВК
мида»
ПСЧ-
4ТМ.05М.1
«
И
КМ-
Кл.т.
Пира-
0,5S
/
1,0
Зав.№13
0608111649
6
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,4±5,3
тивная
ТП-23(776)
20
ТП-23(776),
РУ-0,4 кВ
ввод транс-
форматора
ТТИ-40
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. №
А29236—
Зав. №
А29260
Зав. №
А29240
ПСЧ-ИВК
4ТМ.05.16 «ИКМ-
Кл.т. Пира-
0,5S/1,0 мида»
Зав. №Зав.№13
0306084871 6
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,4±5,1
тивная
Лист № 9
Всего листов 13
Продолжение таблицы 2
1
2
3
789
456
ТП-43(777)
21
ТП-43(777),
РУ-0,4 кВ
ввод транс-
форматора
ТТИ-40
300/5
Кл.т. 0,5
Зав. №
А29257
Зав. №
А29233
Зав. №
А29242
6
Зав. №
ИВК
мида»
ПСЧ-
4ТМ.05М.1
«
И
КМ-
—Кл.т.
Пира-
0,5S/1,0
Зав.
№
13
0608110168
6
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,4±5,3
тивная
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 ÷ 1,02) Uн; ток (1,0 ÷ 1,2) Iн; cos
j
= 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) ˚С.
5. Рабочие условия эксплуатации:
– параметры сети для ИК: напряжение (0,98
¸
1,02) Uном; ток (1
¸
1,2) Iном, час-
тота - (50
±
0,15) Гц; cos
j
= 0,9 инд.;
– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1) Uн
1
; диапазон
силы первичного тока - (0,02 ÷ 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 ÷
1,0 (0,87 ÷ 0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
– допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до +
50˚С; счетчиков - от минус 40 ˚С до + 60 ˚С; УСПД - от минус 10 ˚С до + 50 ˚С;
ИВК - от + 10 ˚С до + 25 ˚С;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры окру-
жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от –15 °С до + 35 ˚С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ
1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р
52323-2005, ГОСТ 30206, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-
2005, ГОСТ 26035.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
(см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ на однотипные утвер-
жденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования по-
рядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая
часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, сред-
нее время восстановления работоспособности 2 часа;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05 – среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, сред-
нее время восстановления работоспособности 2 часа;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М – среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов,
Лист № 10
Всего листов 13
среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, сред-
нее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- УСВ-1 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восста-
новления работоспособности tв = 2 часа;
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-
ка бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной
почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее
35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-
дому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение
информации при отключении питания – 3 года;
– Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не
менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Лист № 11
Всего листов 13
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП
Собинка) типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В
комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства
измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеКоличество
Трансформатор тока ТЛМ-10 (Госреестр №2473-05) 10 шт.
Трансформатор тока ТПОЛ-10 (Госреестр №1261-08) 3 шт.
Трансформатор тока ТПЛ-10с (Госреестр №29390-05) 4 шт.
Трансформатор тока ТПЛ-10 (Госреестр №1276-59) 4 шт.
Трансформатор тока ТОЛ-10-I (Госреестр №15128-07) 2 шт.
Трансформатор тока ТШП-0,66 (Госреестр №15173-06) 6 шт.
Трансформатор тока ТТИ-30 (Госреестр №28139-07) 3 шт.
Трансформатор тока ТТИ-40 (Госреестр №28139-07) 18 шт.
Трансформатор тока ТОП-0,66 (Госреестр №15174-06) 3 шт.
Трансформатор напряжения НАМИ-10 (Госреестр №11094-87) 4 шт.
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 (Госреестр №18178-99) 1 шт.
Трансформатор напряжения ЗНОЛП-10 (Госреестр №23544-07) 3 шт.
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 (Госреестр №831-69) 1 шт.
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03.01 (Госреестр №27524-04) 8 шт.
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр №27524-04) 1 шт.
Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 (Госреестр №27779-04) 6 шт.
Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М (Госреестр №36355-07) 6 шт.
Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Госреестр №28822-05) 2 шт.
ИВК «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10) 1 шт.
Устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр №28716-05) 1 шт.
Методика поверки1 шт.
Формуляр1 шт.
Руководство по эксплуатации1 шт.
Поверка
осуществляется по документу МП 49271-12 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Влади-
мирские коммунальные системы» (ГТП Собинка). Измерительные каналы. Методика поверки»,
утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в феврале 2012 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
·
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформа-
торы тока. Методика поверки";
·
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки";
·
СЭТ-4ТМ.03- по методике поверки - ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся при-
ложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ;
Лист № 12
Всего листов 13
·
ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126РЭ1, являющейся при-
ложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126РЭ;
·
ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся при-
ложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ;
·
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу
«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ
220.00.000 И1»;
·
ИВК«ИКМ-Пирамида» -подокументу«Комплексыинформационно-
вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»;
·
УСВ-1 – по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-1. Мето-
дика поверки ВЛСТ 221.00.000МП»;
·
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
·
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счет-
чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы авто-
матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощ-
ности ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Собинка)».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-
тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и
мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Собинка)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения.
ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной
энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии.
МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".
Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Влади-
мирские коммунальные системы» (ГТП Собинка).
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Лист № 13
Всего листов 13
Изготовитель
Закрытое акционерное общество Инженерно-техническая фирма «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛО-
ГИИ»
ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»
Юридический адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, 8
Почтовый адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, 8, а/я 14
Тел./факс: (4922) 33-67-66, 33-79-60, 33-93-68
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз»
ООО «Техносоюз»
Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9
Почтовый адрес: 119270, г. Москва, Лужнецкая набережная, д.2/4, строение 37, 1 этаж
Тел.: (495) 639–91–50
Факс: (495) 639–91–52
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение
«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Курской
области»
ФБУ «Курский ЦСМ»
Юридический адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а
Тел./факс: (4712) 53-67-74,
E-mail:
Аттестат аккредитации № 30048-11 действителен до 01 декабря 2016 года
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
м.п.«____»_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.