Приложение к свидетельству № 49540
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Селенгинский ЦКК»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Селенгинский ЦКК» (далее по тексту - АИИС
КУЭ) предназначена
для измерения активной и
реактивной электроэнергии, потребленной за
установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной инфор-
мации.
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-й 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 по ГОСТ Р 52323-
2005 в режиме измерений активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измере-
ний реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства прие-
ма-передачи
данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компо-
нентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-
ИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» (далее –
УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени и про-
граммное обеспечение (далее – ПО).
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий
в себя сервер базы данных, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места
персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям си-
лы 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на вхо-
ды УСПД ЭКОМ-3000, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление
и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информа-
ции по подключенным к УСПД устройствам. В качестве резервного канала используется канал
на основе GSM связи.
Лист № 2
всего листов 11
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уро-
вень по сотовым каналам связи стандарта GSM, где выполняется дальнейшая обработка изме-
рительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление
справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–участники оптового
рынка электроэнергии 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 синхронизирующего собственное время по сигналам времени, получаемым от
GPS-приёмника, входящего в состав УСПД «ЭКОМ-3000», установленного в шкафу УСПД. Ча-
сы УСПД синхронизированы с часами приемника, сличение ежесекундное, погрешность син-
хронизации не более 0,1 с. Сервер БД синхронизируется с УСПД. Сравнение времени сервера
БД с временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи и коррекция времени выполня-
ется при расхождении времени сервера БД и УСПД ± 1 с. Также при каждом сеансе связи про-
исходит сравнение времени УСПД с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков проис-
ходит при расхождении с УСПД в ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность часов
компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Алармер
AlarmSvc.exe
6.4.46.473
MD5
АРМ Энергосфера
6.4.131.1477
MD5
Архив
Archive.exe
6.4.7.244
MD5
Инсталлятор
Install.exe
6.4.63.677
MD5
Adcenter.exe
6.4.61.1035
MD5
SmartRun.exe
6.4.63.677
MD5
AdmTool.exe
6.4.158.5715
MD5
Ручной ввод
HandInput.exe
6.4.33.319
MD5
Сервер опроса
PSO.exe
6.4.69.1954
MD5
6.4.2.74
MD5
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Селенгинский ЦКК» используется ПК «Энергосфера», в состав
которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечивае-
мое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО
Наименование
файла
Номер версии
программного
обеспечения
Цифровой идентифи-
катор программного
обеспечения (контроль-
ная сумма исполняемо-
го кода)
Наименование про-
граммного модуля
(идентификационное
наименование про-
граммного обеспече-
ния)
1
2
3
Алгоритм вы-
численияцифро-
вого идентифи-
катора про-
граммного обес-
печения
5
Con-
trolAge.exe
Консоль админист-
ратора
Менеджер про-
грамм
Редактор расчет-
ных схем
Тоннелепроклад-
чик
TunnelEcom.e
xe
4
817660465EF87190513
38D26E050BCC0
3D169EF92523DF2292
560C372DD0C27D
0480EDECA3E13AFA
E657A3D5F202FC59
59AC4172A3688F93F6
80F01E22A12B81
C237BB9A4771889CD
215CB0E1EE1F3B6
DC54F5938E73D70D6
EB09BB64188975F
2311196F909ABC6525
6C2276A41688CA
E2C7BBD88F67F3AB
B781222B97DED255
BD34231A7C8AE0CC
59C98B3B3A6E7A72
89A5EEBD7ABC63E8
8C17E079E0D2BDA2
Лист № 3
всего листов 11
expimp.exe
6.4.132.2726
MD5
Электроколлектор
ECollect.exe
6.4.61.1185
MD5
Продолжение Таблицы 2
2
3
5
1
Центр импор-
та/экспорта
4
C9FCE49F9A5005947
0CE3ACE8F8C4AB8
BDF16FBB4DD9F910
41AA58E27F8DE202
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Энерго-
сфера», включающие в себя ПК «Энергосфера», внесены в Госреестр №31335-06.
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 № 4
всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Метрологические
характеристики ИК
Номер
точки
изме-
рений*
Наименова-
ние точки
измерений
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 1279
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 851
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0807125096
НТМИ-6-66
У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 8831
ЭКОМ-
3000
Зав.
№10124174
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в
таблице 2
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Состав измерительного канала Вид
элек-
тро-
энер-
ТТТНСчетчикИВК (ИВКЭ)
гии
погреш-
Погреш-
Основная
ность в ра-
ность, %
бочих усло-
виях, %
23
4
5
6
7
8910
Ак-
тивная±1,1±3,0
НОМ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 7645
Зав. № 7802
НОМ-6 У4
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 6294
Зав. № 6367
Реак-±2,6±4,7
тивная
Ак-
тивная±1,1±3,0
ПС «СЦКК»
220/110/6кВ;
1 РУ-1 ЗРУ-
6кВ; яч. вво-
да 6 кВ АТ-1
ПС «СЦКК»
220/110/6кВ;
2 РУ-1 ЗРУ-
6кВ; яч. вво-
да 6 кВ АТ-2
ПС «СЦКК»
220/110/6кВ;
3РУ-1 ЗРУ-
6кВ; 3сш.
6кВ; яч.83
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
0807120653
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
0807120660
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0807125047
Реак-±2,6±4,7
тивная
Ак-
тивная±1,3±3,3
Реак-±2,5±5,7
тивная
ПС «СЦКК»
220/110/6кВ;
4РУ-1 ЗРУ-
6кВ; 1сш.
6кВ; яч.51
ТЛШ-10 У3
Кл.т. 0,5
2000**/5
Зав. № 188
Зав. № 2889
ТЛШ-10 У3
Кл.т. 0,5
2000/5
Зав. № 206
Зав. № 560
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
400/5
Зав. № 21910
Зав. № 22852
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5
400/5
Зав. № 47558
Ак-
тивная±1,3±3,3
Реак-±2,5±5,7
тивная
НТМИ-6-66
У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 9541
Ак-
тивная±1,3±3,3
Реак-±2,5±5,7
тивная
Ак-
тивная±1,3±3,3
ПС «СЦКК»
220/110/6кВ;
5РУ-1 ЗРУ-
6кВ; 4сш.
6кВ; яч.72
ПС «СЦКК»
220/110/6кВ;
6РУ-1 ЗРУ-
6кВ; 2сш.
6кВ; яч.50
ПС «СЦКК»
220/110/6кВ;
7РУ-1 ЗРУ-
6кВ; 2сш.
6кВ; яч.60
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
400/5
Зав. № 55476
ТЛП-10-5 У3
Кл.т. 0,5S
400/5
Зав. № 37086
Зав. № 37087
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5
400/5
Зав. № 42154
Зав. № 47025
ТЛП-10-5 У3
Кл.т. 0,5S
300/5
Зав. № 37088
Зав. № 37089
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0807125110
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0807125124
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0807125275
Реак-±2,5±5,7
тивная
Ак-
тивная±1,3±3,3
Реак-±2,5±5,7
тивная
Лист № 5
всего листов 11
8
−
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1108120918
9
−
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1108120925
НОМ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 192
Зав. № 6232
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0807125359
12
−
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1108120932
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 561
15
ТП-40
6/0,4кВ; РУ-
0,4кВ
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1108121227
16
ТП-49
6/0,4кВ; РУ-
0,4кВ; 1сш.
0,4кВ; яч.
фидера
«СЭМ»
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1108121234
1
4
5
6789
ТП-39
ИП Губанова
200/5
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
Продолжение Таблицы 2
23
ТОП-0,66-3-0,5
У3
6/0,4кВ; РУ-
Кл.т. 0,5
0,4 кВ; фидер
Зав. № 2101008
Зав. № 2101007
Зав. № 2101004
ТОП-0,66-3-0,5
ТП-37 У3
6/0,4кВ; РУ- Кл.т. 0,5
0,4 кВ; фидер100/5
ООО «Бурят- Зав. № 2051692
терминал» Зав. № 2050897
Зав. № 2051659
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
ГРУ-6кВ;
2сш. 6кВ;
10 реактор 203;
2сш. 6кВ; яч.
74
НТМИ-6-66
У3
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 5426
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0807125291
Ак-
тивная±1,3±3,3
Реак-±2,5±5,7
тивная
ГРУ-6кВ;
2сш. 6кВ;
11 реактор 208;
1сш. 6кВ; яч.
79
ТЛО-10 У3
Кл.т. 0,5S
150/5
Зав. № 37084
Зав. № 37085
ТОЛ-10
УХЛ2.1
Кл.т. 0,5
300/5
Зав. № 19246
Зав. № 19248
Ак-
тивная±1,3±3,3
Реак-±2,5±5,7
тивная
ТП-
18 «АТЦ»
ИП Демин
150/5
ТОП-0,66-3-0,5
У3
6/0,4кВ; РУ-
Кл.т. 0,5
0,4кВ; фидер
Зав. № 2054949
Зав. № 2054942
Зав. № 2054948
РУ-5 6кВ;
132сш. 6кВ; яч.
23
Ак-
тивная±1,3±3,3
РУ-5 6кВ;
141сш. 6кВ; яч.
22
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5
150/5
Зав. № 63655
Зав. № 84065
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5
150/5
Зав. № 38107
Зав. № 20388
НТМИ-6-66
У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № ВСТА
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0807125656
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0807125691
Реак-±2,5±5,7
тивная
Ак-
тивная±1,3±3,3
Реак-±2,5±5,7
тивная
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
ТОП-0,66-3-0,5
У3
Кл.т. 0,5
200/5−
Зав. № 2101015
Зав. № 2100998
Зав. № 2101002
ТОП-0,66-3-0,5
У3
Кл.т. 0,5
100/5−
Зав. № 2050903
Зав. № 2049885
Зав. № 2050886
ЭКОМ-Ак-
3000тивная±1,0±3,2
Зав.
№10124174 Реак-±2,1±5,6
тивная
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
Лист № 6
всего листов 11
17
−
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1108121241
18
ВПУ 6кВ; на
отпайке от
оп. №32 ВЛ-
6кВ «Клюк-
венная» в
сторону ТП-
23 6/0,4кВ
ТОЛ-10-I-2 У2
Кл.т. 0,5
100/5
Зав. № 18768
Зав. № 18663
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
0.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1109122407
19
ТП-62
6/0,4кВ; РУ-
0,4кВ; яч.
Ввода 0,4кВ
−
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1108121255
20
ТП-59
6/0,4кВ; РУ-
0,4кВ; яч.
ввода 0,4кВ
−
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1108121262
21
ТП-61
6/0,4кВ; РУ-
0,4кВ; яч.
ввода 0,4кВ
−
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1108121269
ТОЛ-10-I-2 У2
Кл.т. 0,5
100/5
Зав. № 20387
Зав. № 20385
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
0.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1109122414
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1108121276
ЭКОМ-
3000
Зав.
№10124174
1
4
5
6789
фидера «Зей-
налов»
У3
Кл.т. 0,5
100/5
Продолжение Таблицы 2
23
Т
П-
49
ТОП-0,66-3-0,5
6/0,4кВ; РУ-
0,4кВ; 1сш.
0,4к
В
;
я
ч.
Зав. № 2051696
Зав. № 2050887
Зав. № 2051690
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
ЗНОЛ.06-6
У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. №
2002700
Зав. №
2002476
Зав. №
2002481
Ак-
тивная±1,3±3,3
Реак-±2,5±5,7
тивная
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
ТОП-0,66-3-0,5
У3
Кл.т. 0,5
200/5
Зав. № 2101018
Зав. № 2101019
Зав. № 2101009
ТОП-0,66-3-0,5
У3
Кл.т. 0,5
200/5
Зав. № 2100997
Зав. № 2100996
Зав. № 2101013
ТОП-0,66-3-0,5
У3
Кл.т. 0,5
200/5
Зав. № 2101005
Зав. № 2101000
Зав. № 2101010
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
ВПУ 6кВ; яч.
фидера 6кВ в
22сторону ТП-
ЖБИ-1
6/0,4кВ
ЗНОЛ.06-6
У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. №
2002482
Зав. №
2002479
Зав. №
2002475
Ак-
тивная±1,3±3,3
Реак-±2,5±5,7
тивная
ТП-32
236/0,4кВ; РУ-
0,4кВ; яч. 1
ТОП-0,66-3-0,5
У3
Кл.т. 0,5
100/5−
Зав. № 2049900
Зав. № 2051698
Зав. № 2051668
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
Лист № 7
всего листов 11
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1109121520
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
4.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1109121562
26
ТП-ЖБИ-1
6/0,4кВ; РУ-
6кВ; ввод №2
яч. 6
ТЛП-10-5 У3
Кл.т. 0,5S
200/5
Зав. № 37090
Зав. № 37091
НТМИ-6-66
У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № ВВВР
27
ПС «СЦКК»
220/110/6кВ;
ОРУ-110кВ;
яч. ввода
110кВ АТ-1
ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 805
Зав. № 945
Зав. № 956
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
0807120667
28
ПС «СЦКК»
220/110/6кВ;
ОРУ-110кВ;
яч. ввода
110кВ АТ-2
ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 1574
Зав. № 1573
Зав. № 1638
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
0807120668
ЭКОМ-
3000
Зав.
№10124174
Продолжение Таблицы 2
12
5
6789
ТП-32
246/0,4кВ; РУ-
0,4кВ; яч. 2
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
ТП-44
6/0,4кВ; РУ-
250,4кВ; ввод
0,4кВ ООО
«Мегафон»
34
ТОП-0,66-3-0,5
У3
Кл.т. 0,5
200/5−
Зав. № 2101012
Зав. № 2101016
Зав. № 2100999
ТОП-0,66-3-0,5
У3
Кл.т. 0,5
50/5−
Зав. № 2052378
Зав. № 2052357
Зав. № 2052363
Ак-
тивная±1,0±3,2
Реак-±2,1±5,6
тивная
ПСЧ-
4ТМ.05МК.0
0.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
1109122421
Ак-
тивная±1,3±3,3
Реак-±2,5±5,7
тивная
Ак-
тивная±1,0±2,9
Реак-±2,0±4,6
тивная
НАМИ-110
УХЛ1
Кл.т. 0,2
110000/100
Зав. № 2600
Зав. № 2704
Зав. № 2844
НАМИ-110
УХЛ1
Кл.т. 0,2
110000/100
Зав. № 2927
Зав. № 2890
Зав. № 2599
Ак-
тивная±1,0±2,9
Реак-±2,0±4,6
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 си-
лы 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.
Лист № 8
всего листов 11
6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8
инд и температуры окру-
жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 ˚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 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
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 ПСЧ-4ТМ.05МК – среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее
время наработки на отказ не менее 140000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, сред-
нее время восстановления 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;
– коррекция часов счетчиков и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиками;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчиков;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательных коробок;
– УСПД;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
– электросчетчиков;
– УСПД;
Возможность корректировки часов в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
Лист № 9
всего листов 11
– 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;
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-
ную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС
КУЭ) ОАО «Селенгинский ЦКК» 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 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока ТЛШ-10 У3
Трансформатор тока ТПЛ-10
Трансформатор тока ТПЛМ-10
Трансформатор тока ТЛП-10-5 У3
Трансформатор тока ТОП-0,66-3-0,5 У3
Трансформатор тока ТЛО-10 У3
Трансформатор тока ТОЛ-10 УХЛ2.1
Трансформатор тока ТОЛ-10-I-2 У2
Трансформатор тока ТФНД-110М
Трансформатор напряжения НОМ-6
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66
Трансформатор напряжения НТМИ-6
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 У3
Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.01
Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
Госреестр
6811-78
1276-59
2363-68
30709-11
47959-11
25433-11
7069-07
47959-11
2793-71
159-49
2611-70
831-53
46738-11
24218-08
36697-12
36697-08
46634-11
17049-09
---
Количество
4 шт.
3 шт.
7 шт.
6 шт.
36 шт.
2 шт.
2 шт.
4 шт.
6 шт.
6 шт.
7 шт.
1 шт.
6 шт.
6 шт.
4 шт.
9 шт.
15 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляется по документу МП 52505-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Селенгинский ЦКК».
Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в
декабре 2012 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
·
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформа-
торы тока. Методика поверки";
Лист № 10
всего листов 11
·
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки";
·
ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрическиой энергии многофунк-
циональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика
поверки» ИЛГШ.411152.167.РЭ1;
·
СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся при-
ложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
·
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 - по методике «ГСИ.
Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика по-
верки. ПБКМ.421459.003 МП»;
·
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной си-
стемы 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 ОАО
«Селенгинский ЦКК» .
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО
«Селенгинский ЦКК»
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
4. ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
5. ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. 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.
7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
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) 258–45–35; Факс: (495) 363–48–69
E-mail:
;
Лист № 11
всего листов 11
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение
«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Кур-
ской 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 метрологииФ.В. Булыгин
м.п.«____»_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.