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 электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр" Нет данных, ГРСИ 51777-12
Номер госреестра:
51777-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 48771
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измере-
ния электроэнергии (мощности), отпускаемой потребителям ООО «Энергосбыт-Центр» г. Ли-
пецк, а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчет-
ных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии
(ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее – внешние пользователи).
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
·
измерение 30-минутных приращений активной (реактивной) электроэнергии (мощности);
·
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к еди-
ному календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с задан-
ной дискретностью учета (30 мин);
·
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требо-
ванию 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 со-
стоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользо-
вателей);
·
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциони-
рованного 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).
Метод измерения электроэнергии (мощности).Первичные фазные токи и напряжения
трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уров-
ня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного
счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразу-
ются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения
в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощно-
сти, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисля-
ется 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. (Умножение на коэффициенты трансформации
осуществляется в сервере).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводной связи поступает по коммути-
руемому каналу связи GSM на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совмести-
мый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление элек-
троэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и
отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных
по каналам связи (основной – On Line Internet канал; резервный – GSM) вышестоящим и
внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, пе-
Лист № 2
всего листов 12
редаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребле-
ния электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием
электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.
АИИС КУЭ состоит из 2 уровней
1-й уровень – 19 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) в составе:
·
измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПОЛ-10, ТВК-10, ТОЛ-10 класса точно-
сти 0,5, ТОЛ-10-1 класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001;
·
измерительные трансформаторы напряжения (ТН) типа НТМИ-10-66, НТМИ-6, НТМИ-6-
66, НАМИ-10-95УХЛ2, ЗНОЛ.06-10УЗ, НАМИТ-10-2УХЛ2 класса точности 0,5 по ГОСТ
1983-2001;
·
счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифро-
выми выходными интерфейсами и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р
52425-2005 (реактивная энергия) типа СЭТ-4ТМ.03М.01 и СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности
0,5S/1,0 и СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S/0,5;
·
вторичные цепи;
·
технические средства СОЕВ - блоки синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS
приемником BR-355;
·
каналы связи со 2 уровнем – GSM коммутируемый канал.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроус-
тановки (ИВК с функциями ИВКЭ) в составе:
·
сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой
платформой в серверном исполнении;
·
технические средства приёма-передачи данных - модем (GSM);
·
технические средства СОЕВ - GPS приемник BR-355
·
каналы связи между ИВК и внешними пользователями - основной (выделенный канал свя-
зи до сети провайдера Интернет) и резервный (канал связи GSM);
·
источник бесперебойного питания (APS Smart-UPS SUA1000I USB).
·
технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения
прав доступа;
·
АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).
ИИК ТУ, ИВК с функциями ИВКЭ и каналы связи между ними образуют измери-
тельные каналы (ИК) АИИС КУЭ
ПО «Энфорс
АСКУЭ»
Программное обеспечение
-Специализированное ПО «Энфорс АСКУЭ» и ПО «Энфорс Энергия 2+»
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование Наименование про- Наименование фай- Номер Цифровой идентифи-
ПО граммного модуля ла версии катор ПО (контроль-
(идентификационное ПО ная сумма исполняе-
наименование ПО)мого кода)
Алгоритм вычис-
ления цифрового
идентификатора
ПО
1
3
EnfAdmin.exe
NewOpcon.exe
2
Администрирование
программного ком-
плекса
(C:\Program
Files\Enforce\ASKUE)
Оперативный кон-
троль
Отчеты
NewReports.exe
DataProc.exe
Ручная обработка дан-
ных
Ручной и автоматиче-
ский ввод данных
NewMEdit.exe
98fc8cdd9d642624dae
be324f31f59e3
6edf8b590cd3aadf17e
62bc5b4f63126
5da292d5daa85d29ef5
40625f3562458
46951a1b6f7bc95dcc7
ef9de04d9d732
456
2.3.23 f8197a111ba0c8579f6 MD5
7ec2bf1c198e5
Лист № 3
всего листов 12
ПО «Энфорс
АСКУЭ»
123456
Формирование маке- M80020.exe ce7bb2858a21dff28b9
тов 80020 xml25816a3a1dda0
Формирование маке- NewM51070.exe63d44b869d8f03b7fe1
тов 51070 xmlc41f131e9695c
Формирование маке- M80050.exe612e20fbd0684ea5198
тов 80040 и 80050 xmle150d17e5ab47
Формирование маке- Enf_ASKP.exe73da93a3eeb445b7f35
тов АСКПc4937dbd85320
Загрузка макетов M80020_imp.exe7fc7b8b089484802b23
80020 xml9b0d2e2ef4c96
Перевод присоедине- Obhod.exe3f46f7031a9c92da0fba
ний на обходные вы-bcc9a5666750
ключатели
Торговый графикTradegr.exe4a320234f37eedbb944
1f71dacbe6462
Расчет вычисляемыхCalc_Formula.execed70f330d11fd08bdfe
показателей 91f4f729386e
Настройка подключе-Enflogon.exe73148d7f83a14a9ab5f
ния к БД 03561085cff9b
СборщикCollector_oracle.exe 2.001b520cf1826f59d286
(C:\Program Files 516f53b9544a3
\Энфорс Энергия 2+)
АдминистраторAdmin2.exe01ec3094814700d9f84
ПО «Энфорс 2727a1338d1d5
Энергия 2+»Оперативный кон-Opcon2.exe41808f02efdb282cf51
троль по 3-х минут-2cc8b5f3d4b77
ным интервалам
ОтчетыReports2.exeae0d33f062c4c76250e
abed23dbfa2a7
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднаме-
ренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ состоит из блоков синхрониза-
ции времени счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355, установленных на
каждом энергообъекте, а также GPS приемника BR-355, установленного на сервере АИИС
КУЭ. Блок КСС-11 предназначен для согласования работы интерфейсов RS-232C; RS-485 и
преобразования сигнала со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса
на синхронизацию времени счетчиков.
Блок КСС-11 производит коррекцию времени счетчиков 1 раз в сутки с точностью ±2
с/сут. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком КСС-11 сигналов
точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени
в счетчиках в течение текущих суток.
Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ (сервере) производится 1 раз в сутки от
GPS приемника с точностью ±2 с/сут. От таймера сервера в автоматическом режиме произво-
дится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС КУЭ.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Организация защиты от несанкционированного доступа. В АИИС КУЭ предусмотрена
многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбиро-
вание счетчиков, информационных цепей.
Метрологические и технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит
перечень ИК АИИС КУЭ, наименования объекта учета и присоединения, вид СИ в составе
ИК, метрологические и технические характеристики СИ.
В таблицах 3 и 4 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Лист № 4
всего листов 12
12000
27666
12000
13057
12000
20385
7200
Ктт ·Ктн ·Ксч
Таблица 2 – Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики.
ИКСредство измеренийНаименование
№НаименованиеВид СИ,Обозначение,Заводской
измеряемой
ИК объекта учета, класс точности
1
, ко- тип номер
величины
диспетчерское эффициент трансфор-
наименованиемации
2
,
присоединения№ Госреестра СИ
4
АТПОЛ-10
5
1947
СТПОЛ-10
14591
67
Ток первичный, I
1
В
АНАМИ-10-
1461
Напряжение первичное,
U
1
1 2
1 ПС
110/35/10/6
кВ
"Гидрообо-
рудование"
яч.1 10кВ
Счетчик
3
ТТКТтт=0,5;
Ктт=600/5
№ 1261-59
ТНКТтн=0,5
Ктн=10000/100
№ 20186-00
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
С
95УХЛ2
СЭТ-4ТМ.03М.01
812114356
12134
А ТПОЛ-10
С ТПОЛ-10
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
ПНВА
Напряжение первичное,
U
1
2ПС
110/35/10/6
кВ
"Гидрообо-
рудование"
яч.47 10кВ
Счетчик
ТТ КТтт=0,5;
Ктт=600/5
№ 1261-59
ТНКТтн=0,5
Ктн=10000/100
№ 831-69
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
АНТМИ-10-66
В
С
СЭТ-4ТМ.03М.01
812114032
14089
А ТПОЛ-10
С ТПОЛ-10
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
С
АНАМИ-10-
В
95УХЛ2
515
Напряжение первичное,
U
1
3ПС
110/35/10/6
кВ
"Гидрообо-
рудование"
яч.28 6кВ
Счетчик
ТТ КТтт=0,5;
Ктт=1000/5
№ 1261-59
ТН КТтн=0,5
Ктн=6000/100
№ 20186-00
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
812114094
20398
А ТПОЛ-10
С ТПОЛ-10
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
В
4ПС
110/35/10/6
кВ
"Гидрообо-
рудование"
яч.8 6кВ
ТТ КТтт=0,5;
Ктт=600/5
№ 1261-59
ТН КТтн=0,5
Ктн=6000/100
№ 20186-00
АНАМИ-10-
С
95УХЛ2
430
Напряжение первичное,
U
1
1
КТ
ТТ
- класс точности трансформаторов тока
КТтн -.– класс точности напряжения
КТ
СЧ
.– класс точности счетчика электроэнергии.
2
Ктт – коэффициенты трансформации трансформаторов тока
Ктн – коэффициенты трансформации трансформаторов напряжения
Ксч – коэффициенты трансформации счетчика электроэнергии
Лист № 5
всего листов 12
1003865
Счетчик
3000
Счетчик
3000
Счетчик
3000
Счетчик
3000
Счетчик
3
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
4
СЭТ-4ТМ.03М.01
5
812110268
7200
22661
22664
22655
67
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
АТОЛ-10-1
ВТОЛ-10-1
С ТОЛ-10-1
АЗНОЛ.06-10У3
ТН
КТтт=0,2S;
Ктт=150/5
№ 15128-07
КТтн=0,5
Ктн=10000/100
№ 3344-08
Напряжение первичное,
U
1
1 2
ПС
110/35/10/6
кВ
"Гидрообо-
рудование"
яч.8 6кВ
5РП 10 кВ "За-ТТ
вод" яч.11
КТсч=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-08
В ЗНОЛ.06-10У3
С ЗНОЛ.06-10У3
СЭТ-4ТМ.03М
1003861
1003816
802110625
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
АТОЛ-10-1
ВТОЛ-10-1
С ТОЛ-10-1
АЗНОЛ.06-10У3
22652
17066
17316
1003865
ТН
КТтт=0,2S;
Ктт=150/5
№ 15128-07
КТтн=0,5
Ктн=10000/100
№ 3344-08
Напряжение первичное,
U
1
6 РП 10 кВТТ
"Завод" яч.3
КТсч=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-08
В ЗНОЛ.06-10У3
С ЗНОЛ.06-10У3
СЭТ-4ТМ.03М
1003861
1003816
808101275
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
АТОЛ-10-1
ВТОЛ-10-1
С ТОЛ-10-1
АЗНОЛ.06-10У3
22651
22650
22649
1003867
ТН
КТтт=0,2S;
Ктт=150/5
№ 15128-07
КТтн=0,5
Ктн=10000/100
№ 3344-08
Напряжение первичное,
U
1
7 РП 10 кВТТ
"Завод" яч.4
КТсч=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-08
В ЗНОЛ.06-10У3
С ЗНОЛ.06-10У3
СЭТ-4ТМ.03М
1003869
1003868
812105179
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
АТОЛ-10-1
ВТОЛ-10-1
С ТОЛ-10-1
АЗНОЛ.06-10У3
17065
17064
17063
1003867
ТН
КТтт=0,2S;
Ктт=150/5
№ 15128-07
КТтн=0,5
Ктн=10000/100
№ 3344-08
Напряжение первичное,
U
1
8 РП 10 кВТТ
"Завод" яч.12
КТсч=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-08
В ЗНОЛ.06-10У3
С ЗНОЛ.06-10У3
СЭТ-4ТМ.03М
1003869
1003868
812104631
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 6
всего листов 12
10025
Счетчик
4000
8044
1730
Счетчик
4000
10393
1731
Счетчик
4000
15510
376
Счетчик
9600
7076
382
Счетчик
7200
56
10026
4
А ТВК-10-УХЛ5
С
ТВК-10-УХЛ5
7
Ток первичный, I
1
С
АНАМИТ-10-
В
2УХЛ2
145411000
0007
Напряжение первичное,
U
1
12
9ПС 110/35/10ТТ
кВ "Чаплы-
гин" яч.17
10кВТН
3
КТтт=0,5;
Ктт=200/5
№ 8913-82
КТтн=0,5
Ктн=10000/100
№ 16687-07
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 24524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
108074678
8036
А ТВК-10-УХЛ3
С
ТВК-10-УХЛ3
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
С
АНАМИ-10-
В
95УХЛ2
Напряжение первичное,
U
1
10ПС 35/10 кВТТ
"Хлебопро-дукты"
яч.2
10кВТН
КТтт=0,5;
Ктт=200/5
№ 8913-82
КТтн=0,5
Ктн=10000/100
№ 20186-00
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 24524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
0108071520
20716
А ТВК-10-УХЛ3
С
ТВК-10-УХЛ3
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
С
АНАМИ-10-
В
95УХЛ2
Напряжение первичное,
U
1
11ПС 35/10 кВТТ
"Хлебопро-
дукты" яч.11
10кВТН
КТтт=0,5;
Ктт=200/5
№ 8913-82
КТтн=0,5
Ктн=10000/100
№ 20186-00
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 24524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
0108072114
15505
А ТПОЛ-10
С
ТПОЛ-10
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
В
АНАМИ-10-
Напряжение первичное,
U
1
12 ПС 110/6 кВТТ
"Агрегатная"
яч.5 6кВ
ТН
КТтт=0,5;
Ктт=800/5
№ 1261-59
КТтн=0,5
Ктн=6000/100
№ 20186-00
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
С
95УХЛ2
СЭТ-4ТМ.03М.01
802121978
4644
А ТПОЛ-10
С
ТПОЛ-10
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
С
АНАМИ-10-
В
95УХЛ2
Напряжение первичное,
U
1
13 ПС 110/6 кВТТ
"Агрегатная"
яч.17 6кВ
ТН
КТтт=0,5;
Ктт=600/5
№ 1261-59
КТтн=0,5
Ктн=6000/100
№ 20186-00
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
802121852
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 7
всего листов 12
993
0341
Счетчик
9600
994
0335
Счетчик
9600
Счетчик
9600
992
0335
Счетчик
9600
00471
522
Счетчик
7200
5
534
4
А ТОЛ-10
С
ТОЛ-10
67
Ток первичный, I
1
С
А НАМИТ-
В
10УХЛ2
Напряжение первичное,
U
1
12
14ПС 110/6 кВТТ
"Западная"
яч.104 6кВ
ТН
3
КТтт=0,5;
Ктт=800/5
№ 7069-79
КТтн=0,5
Ктн=6000/100
№ 16687-97
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
812111563
542
А ТПОЛ-10
С
ТПОЛ-10
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
С
А НАМИТ-
В
10УХЛ2
Напряжение первичное,
U
1
15ПС 110/6 кВТТ
"Западная"
яч.210 6кВ
ТН
КТтт=0,5;
Ктт=800/5
№ 1261-59
КТтн=0,5
Ктн=6000/100
№ 16687-97
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
812110212
А ТОЛ-10
С ТОЛ-10
552
553
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
С
А НАМИТ-
В
10УХЛ2
0341
Напряжение первичное,
U
1
16ПС 110/6 кВТТ
"Западная"
яч.103 6кВ
ТН
КТтт=0,5;
Ктт=800/5
№ 7069-79
КТтн=0,5
Ктн=6000/100
№ 16687-97
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
812110191
991
А ТПОЛ-10
С
ТПОЛ-10
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
В
АНАМИТ-
Напряжение первичное,
U
1
17ПС 110/6 кВТТ
"Западная"
яч.211 6кВ
ТН
КТтт=0,5;
Ктт=800/5
№ 1261-59
КТтн=0,5
Ктн=6000/100
№ 16687-97
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
С
10УХЛ2
СЭТ-4ТМ.03М.01
802121120
16442
А ТВК-10-УХЛ3
С
ТВК-10-УХЛ3
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Ток первичный, I
1
Напряжение первичное,
U
1
18 ПС 110/6кВТТ
"Трубная-1"
яч.7 6кВ
ТН
КТтт=0,5;
Ктт=600/5
№ 8913-82
КТтн=0,5
Ктн=6000/100
№ 831-69
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
АНТМИ-6
В
С
СЭТ-4ТМ.03М.01
802121060
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 8
всего листов 12
15309
903
Счетчик
7200
5
15314
4
А ТВК-10-УХЛ3
С
ТВК-10-УХЛ3
67
Ток первичный, I
1
Напряжение первичное,
U
1
12
19 ПС 110/6кВТТ
"Трубная-1"
яч.15 6кВ
ТН
3
КТтт=0,5;
Ктт=600/5
№ 8913-82
КТтн=0,5
Ктн=6000/100
№ 2611-70
КТсч=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 36697-08
АНТМИ-6-66
В
С
СЭТ-4ТМ.03М.01
802121841
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных
типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. За-
мена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть
Таблица 3 – Пределы допускаемых относительных погрешностей
d
WР(Q)
ИК активной (реак-
тивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации
d
WР
, %
№КТ
ТТ
КТ
ТН
КТ
СЧ
Значение
5 %
£
I/In
3
<20%20%
£
I/In<100%100%
£
I/In
£
120%
ИК
cos
j
W
P 5 %
£
W
P
4
<
W
P 20 %
W
P20 %
£
W
P
<
W
P100 %
W
P100 %
£
W
P
£
W
P120 %
1 - 4,0,5
9 - 19
0,50,5s
1,0
0,8
0,5
±2,2
±3,1
±5,6
±1,3
±1,8
±3,1
±1,2
±1,5
±2,5
№КТ
ТТ
ИК
КТ
ТН
КТ
СЧ
d
WQ
, %
5 %
£
I/In<20%
W
Q 5 %
£
W
Q
<
W
Q 20 %
20%
£
I/In<100%
W
Q20 %
£
W
Q
<
W
Q100 %
100%
£
I/In
£
120%
W
Q100 %
£
W
Q
£
W
Q120 %
Значение
cos
j
(sin
j
)
0,8(0,6)
±4,8
±3,2
±2,8
1 - 4,0,5
9 - 19
0,51,0
0,5(0,87)
±3,1
±2,6
±2,4
Таблица 4 – Пределы допускаемых относительных погрешностей
d
WР(Q)
ИК активной (реак-
тивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации
№ ИККТ
ТТ
КТ
ТН
КТ
СЧ
Значение
cos
j
5 - 80,2s
0,50,2s
1,0
0,8
0,5
d
WР
, %
1 %
£
I/In
5
<
5%
W
P 1%
£
W
P
6
<
W
P 5 %
±1,2
±1,4
±2,3
5 %
£
I/In <
20%
W
P 5 %
£
W
P
<
W
P 20 %
±0,9
±1,1
±1,7
20%
£
I/In<100
%
W
P20 %
£
W
P
<
W
P100 %
±0,7
±0,9
±1,5
100%
£
I/In
£
<
120%
W
P100 %
£
W
P
£
W
P120 %
±0,7
±0,9
±1,5
3
I/In – значение тока нагрузки от 5 до 120% номинального
4
W
P5 %
(W
Q5
) -W
P120 %
(W
Q120 %
) - значения активной (реактивной) электроэнергии ( мощности) при токе нагрузки
от 5 до 120% номинального
5
I/In –значение тока нагрузки от 1 до 120% номинального
6
W
P1 %
(W
Q1
) -W
P120 %
(W
Q120 %
) - значения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) при токе нагрузки от
1 до 120% номинального
Лист № 9
всего листов 12
№ ИККТ
ТТ
КТ
ТН
КТ
СЧ
Значение
cos
j
(sin
j
)
d
WQ
, %
1 %
£
I/In < 5%
W
Q1%
£
W
Q
<
W
Q 5 %
5 - 80,2s
0,50,5
5 - 80,2s
0,50,2s
0,8(0,6)
0,5(0,87)
1,0
±1,9
±2,7
±1,2
5 %
£
I/In<
20%
W
Q 5 %
£
W
Q
<
W
Q 20 %
±1,6
±2,1
±0,9
20%
£
I/In <
100%
W
Q20 %
£
W
Q
<
W
Q100 %
±1,3
±1,8
±0,7
100%
£
I/In<
£
120%
W
Q100 %
£
W
Q
£
W
Q120 %
±1,3
±1,8
±0,7
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют
требованиям, распространяющихся на них НД:
·
трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001
·
трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001
·
счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425- 2005.
от 0,25S
ном
до 1,0S
ном
Таблица 5 - Условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ
Наименование параметров кон-Диапазоны изменения параметров контролируемых присоединений и рабо-
тролируемых присоединений и чих условий применения СИ для состава измерительного канала
влияющих величин
СчетчикиТТТН
от I
2 мин
до I
2 макс
от 0,9U
2ном
до 1,1 U
2ном
0,5
инд
; 1,0; 0,8
емк
от 47,5 до 52,5
от I
1мин
до 1,2 I
1ном
–
0,8
инд
; 1,0
от 47,5 до 52,5
–
от 0,9U
1 ном
до 1,1U
1 ном
0,8
инд
;1,0
от 47,5 до 52,5
от минус 40 до плюс 60
от 5 до 35
не более 0,5
от минус 50 до плюс 45
от 5 до 35
–
от минус 50 до плюс 45
От 5 до 35
–
–
от 0,25S
2ном
до 1,0S
2ном
–
Сила переменного тока, А
Напряжение переменного тока, В
Коэффициент мощности (cos φ)
Частота, Гц
Температура окружающего
воздуха, °С
-По ЭД
- Реальные (в помещении П/С)
Индукция внешнего магнитного
поля для счетчиков, мТл
Мощность вторичной нагрузки
ТТ (при cos
j
2
=0,8
инд
)
Мощность нагрузки ТН
(при cos
j
2
=0,8
инд
)
–
–
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности трансформаторов тока:
·
среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,
·
срок службы, не менее 25 лет
Параметры надежности трансформаторов напряжения:
·
среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,
·
срок службы, не менее 25 лет
Параметры надежности счётчиков электроэнергии:
·
среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,
·
среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;
·
срок службы, не менее 30 лет
Параметры надежности сервера:
·
коэффициент готовности не менее 0,99,
·
среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч,
·
среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Параметры надежности СОЕВ:
·
коэффициент готовности не менее 0,95,
·
среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;
·
блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет
Параметры надежности каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):
·
коэффициент готовности не менее 0,95,
Лист № 10
всего листов 12
·
среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;
·
среднее время наработки па отказ не менее 30000 ч.
Параметры надежности каналов передачи данных:
·
коэффициент готовности не менее 0,95,
·
скорость передачи данных 9600 бит/с.
Параметры надежности блока синхронизации часов реального времени (КСС-11):
·
среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,
·
среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;
·
срок службы, не менее 25 лет
Надежность системных решений:
·
наличие на сервере аппаратных средств резервирования информации (RAID 5);
·
резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
·
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться
в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий: в журнале событий счётчика:
·
параметрирования;
·
пропадания напряжения;
·
коррекции времени в счетчике
Регистрация событии: в журнале событий сервера:
·
параметрирования;
·
пропадания напряжения;
·
коррекции времени в сервере.
Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
·
выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;
·
электросчётчика;
·
промежуточных клеммников вторичных цепей;
·
сервера
Защита информации на программном уровне:
• установка пароля на счетчик;
• установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100
суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
·
сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и
электропотребление за месяц по каждому каналу – 3,5 года (функция автоматизирована);
сохранение информации при отключении питания – 3,5 года;
·
ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений – за
весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3 и определяется проектной докумен-
тацией на систему
В комплект поставки также входит техническая документация на систему и на комплек-
тующие СИ.
•формуляр-паспорт НСЛГ.466645.020 ПФ
•руководство пользователя НСЛГ.466645.020 И3
•инструкции по формированию и ведению базы данных НСЛГ.466645.020 И4;
•инструкции по эксплуатации АИИС НСЛГ.466645.020 ИЭ;
Лист № 11
всего листов 12
•технологическая инструкция НСЛГ.466645.020 И2
•руководство по эксплуатации счётчиков;
•паспорт на счётчики;
•методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 51777-12 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр». Методика
поверки», утвержденому ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в июне 2012 г.
Таблица 6-Перечень СИ, применяемых при поверке АИИС КУЭ
Наименование эталонов,Тип
вспомогательных СИ
Основные требования к мет-Цель использования
рологическим характеристи-
кам (МХ)
1.ТермометрТП 22Цена делений 1 °С в диапазо- Контроль температуры окружающей сре-
не от минус 30 до плюс 50 °Сды
2. Барометр-анероид
Контроль атмосферного давления
3. Психрометр
БАММ 1 Атм. давление 80-106 кПа
Отн. погрешность
±
5%
М-4МКТ 2,0
Контроль относительной влажности
4 МиллитесламетрМПМ-2
ПГ
±
7,5 %
Измерениенапряженностимагнитного
поля
5.Измеритель показате-
лей качества электриче-
ской энергии
Ресурс-
UF2M
КТ 0,2 (напряжение гармоник) Измерение показателей качества электро-
энергии в соответствии с ГОСТ 13109-97
6.ВольтамперфазометрПАРМА
ВАФ-Т
КТ 0,5
Напряжение 0-460 В
Ток 0-6 А
Частота 45-65 Гц
Фазовый угол
от минус180 до 180 град.
Измерение напряжения, тока, частоты, уг-
ла сдвига фаз между напряжением и то-
ком
7. Прибор сравнения
КНТ-03
1,999 ВА;
19,99 ВА;
199,9 ВА
ПГ ±0,003 ВА
ПГ ±0,03 ВА
ПГ ±0,3 ВА
Измерение полной мощности вторичной
нагрузки ТТ
8. Радиочасы
МИР
РЧ
-0
1
Использование сигнала точного времени
9. СекундомерСОСпр-10-30 мин., цена деления 0,1 с
При определении погрешности хода часов
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-
2005 и (или) по ГОСТ 8.216-88.
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энер-
гии типа СЭТ-4ТМ.03М по методике поверки (ИЛГШ.411152.145 РЭ1), согласованной с ГЦИ
СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ
»
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества элек-
троэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр». Методика
измерений аттестована ФБУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 38/12-
01.00272-2012 от 03.08.2012 г.
Лист № 12
всего листов 12
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-
Центр»
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «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 Р 52425-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Ча-
стные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техниче-
ские условия».
МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура.
Принципы регламентации, определения и контроля.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Энергоучет»
394007, г. Воронеж, ул. Димитрова, д.2А, оф.5
тел./факс (473)242-89-81
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Воронежский ЦСМ»
394018, г. Воронеж, ул. Станкевича, д. 2
Регистрационный номер 30061-10
тел./факс (4732) 20-77-29
E-mail :
Web:
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
м.п.
«____»____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 48557-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1" каскад Туломских ГЭС | Нет данных | ООО "Эльстер Метроника", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48729-11 | Станции радиоконтроля спутниковых служб радиосвязи стационарные | ССРК | ООО "Специальный Технологический Центр" (СТЦ), г.С.-Петербург | 1 год | Перейти |
| 52885-13 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 624 на ПСП "Южное Хыльчую" | Нет данных | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 72381-18 | Система информационно-измерительная | ИИС 06 ТСВ/ТС | ПАО "Кузнецов", г.Самара | 1 год | Перейти |
| 81651-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Екатеринбург" Красногорское ЛПУ МГ КС-19 "Красногорск" | - | Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург | 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