Приложение к свидетельству № 52610
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 16
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии ЗАО «Энергосети»
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучёта
электрической энергии ЗАО «Энергосети» (далее – АИИС КУЭ), предназначена для измерения
электрической энергии (мощности), потребляемой объектами ЗАО «Энергосети»,а также
регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов
и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), филиала
"ОАО МРСК Центра" – "Тверьэнерго", "ОАО Тверьоблэлектро" и другими внешними
пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих
расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
·
измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
·
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
·
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз
данных) и от несанкционированного доступа;
·
передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
·
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних
пользователей);
·
обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
·
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
·
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
·
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни
АИИС КУЭ:
-
1-й уровень информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК
ТИ);
-
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по
ГОСТ 1983 – 2001, трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и
реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной
электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные
электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Состав 1-го уровня
приведен в таблице 2.
ИВК включает в себя сервер базы данных (далее – сервер БД) типа Сервер НР Proliant DL 180
G6 WW, 6 сотовых модема стандарта GSM IRZ MC52i-485 GI,систему обеспечения единого
времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-2, программное
Лист № 2
Всего листов 16
обеспечение ПО Альфа Центр Многопользовательская версия (далее – ПО), коммуникационное
оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, GSM-модемы
GSM IRZ MC52i-485 GI), устройство бесперебойного питания сервера (UPS)/ Первичные токи
и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы
низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы
электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и
полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная
мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с
мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью беспроводных линий связи
поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на
жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне
системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление
электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и
хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передачаинформацииворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергии
осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе устройства синхронизации времени УСВ-2, установленного на уровне ИВК. УСВ-2
включает в себя GPS – приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников
глобальной системы позиционирования (GPS). Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со
временем GPS – приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при
расхождении часов сервера и GPS – приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков
АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов
счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Организация защиты от несанкционированного доступа: в АИИС КУЭ предусмотрена
многоуровневая защита от несанкционированногодоступа: система паролей в ПО,
пломбирование счетчиков и информационных цепей.
Программное обеспечение
В состав прикладного программного обеспечения (ПО) сервера БД АИИС КУЭ ЗАО
"Энергосети" входит многопользовательский программный комплекс "АльфаЦЕНТР" с
возможностью опроса до 10 счетчиков электрической энергии.
ПО "АльфаЦЕНТР" базируется на принципахклиент-серверной архитектуры и
обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД
используется ORACLE Personal Edition 11. В ПО предусмотрено разграничение доступа к
функциям для различных категорий пользователей, а также фиксации действий персонала в
системном журнале.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов
организацииизмерительныхканаловПО"АльфаЦЕНТР"иопределяютсяклассом
применяемых электросчетчиков и трансформаторов.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО
"АльфаЦЕНТР", получаемой за счет математической обработки измерительной информации,
Лист № 3
Всего листов 16
поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного)
значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ
приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
md5
Наименование
программного
обеспечения
Идентификационное
наименование
программного
обеспечения
Номер версииЦифровой
(идентификаци идентификатор
онный номер)программного
программного обеспечения
обеспечения (контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика
тора
программно
го
обеспечения
Elster AmrServer
4.2.1.0045761ae9e8e40c82b061
937aa9c5b00
RTU327 Amr Client
4.3.0.0 b9b908fbf31b532757cd5
cd1efedf6d8
RTU327 Amr Client
4.3.0.0a5d6332fc9afe785b9f243
a6861606f2
Oracle database driver
for ACComm
Идентификационное
наименование
отсутствует
4.2.0.0860d26cf7a0d26da4acb3
862aaee65b1
2.0.0.00939ce05295fbcbbba400
eeae8d0572c
Планировщик
опроса и передачи
данных -
Amrserver.exe
Драйвер ручного
опроса счетчиков
и УСПД -Amrс.exe
Драйвер
автоматического
опроса счетчиков
и УСПД -
Amra.exe
Драйвер работы с
БД - Cdbora2.dll
Библиотека
шифрования
пароля счетчиков
- encryptdll.dll
Библиотека
сообщений
планировщика
опросов -
alphamess.dll
Идентификационное
наименование
отсутствует
Номер версии b8c331abb5e34444170ee
отсутствуетe9317d635cd
В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень "С" защиты программного обеспечения от
непреднамеренных и преднамеренных изменений.
Метрологические и технические характеристики
2. Значение характеристик
таблицах 3, 4. Основные
Состав измерительных каналов (ИК) приведен в таблице
погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены в
технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Блок-схема АИИС КУЭ приведена на рисунке. 1.
Лист № 4
Всего листов 16
Рисунок 1
Лист № 5
Всего листов 16
ТН
Счётчик
НАМИ-10-95
УХЛ2,
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 501
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121128
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0812090777
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121245
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120995
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120965
НАМИ-10-95
УХЛ2,
К тн 10/ 0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 800
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121062
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121038
Состав ИИК ТИ
ВидОсновная
электро- погреш-
энергии ность, %
КТ 0,5,
Зав. №
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
КТ 0,5,
Зав. №
НАМИ-10-95
ХЛ2,
КТ 0,5,
К тн 10/ 0,1
Зав. № 501
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
КТ 0,5,
Зав. №
НАМИ-10-95
УХЛ2,
К тн 10/ 0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 501
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
КТ 0,5,
Зав. №
НАМИ-10-95
УХЛ2,
К тн 10/ 0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 800
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
КТ 0,5,
Зав. №
НАМИ-10-95
УХЛ2
К тн 10/ 0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 800
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
КТ 0,5,
Зав. №
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
КТ 0,5,
Зав. №
НАМИ-10-95
УХЛ2
К тн 10/ 0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 800
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК
Наименова-
№ние
ИКприсоедине-ТТ
ния
ТЛМ-10
ПС 110/35/10
К тт 400/5,
1кВ "Ржев"
фидер 35
А - 2698
С - 1620
ТЛМ-10
ПС 110/35/10
К тт 400/5,
2кВ "Ржев"
ячейка 31
А - 1506
С - 0133
ТЛМ-10
ПС 110/35/10
К тт 400/5,
3кВ "Ржев"
ячейка 05
А - 1615
С - 9029
ТЛМ-10
ПС 110/35/10
К тт 300/5,
4кВ "Ржев"
фидер 30
А - 4302
С - 4005
ТЛМ-10
ПС 110/35/10
К тт 300/5,
5кВ "Ржев"
ячейка 28
А - 4269
С - 4011
ТЛМ-10
ПС 110/35/10
К тт 300/5,
6кВ "Ржев"
ячейка 26
А - 4305
С - 3701
ТЛМ-10
ПС 110/35/10
К тт 400/5,
7кВ "Ржев"
фид.20
А - 2671
С - 6150
ТЛМ-10
ПС 110/35/10 К тт 200/5,
8кВ "Ржев"КТ 0,5,
фидер 16 Зав.№
А - 1150
НАМИ-10-95
УХЛ2,
К тн 10/ 0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 800
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0211120976
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
9
ПС 35/10 кВ
"РМК" фид.1
НТМИ-10,
КТ 0,2,
К тн 10/0,1
Зав. № 269
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121119
10
ПС 35/10 кВ
"РМК" фид.8
НТМИ-10,
К тн 10/0,1,
КТ 0,2,
Зав. № 3213
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121010
11
ПС 35/10 кВ
"РМК"
фид.10
НТМИ-10,
К тн 10/0,1,
КТ 0,2,
Зав. № 3213
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120997
12
ПС 35/10 кВ
"РМК"
фид.11
НТМИ-10,
К тн 10/ 0,1,
КТ 0,2,
Зав. № 3213
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121082
13
ПС 35/10 кВ
"РМК"
фид.13
НТМИ-10,
К тн 10/0,1,
КТ 0,2,
Зав. № 3213
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120963
14
ПС 35/10 кВ
"ЦДТ" фид.2
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121024
15
ПС 35/10 кВ
"ЦДТ" фид.4
НАМИ-10-95
УХЛ2,
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 1020
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120953
Лист № 6
Всего листов 16
Состав ИИК ТИ
ТНСчётчик
ВидОсновная
электро- погреш-
энергии ность, %
Наименова-
№ние
ИКприсоедине-ТТ
ния
С - 1223
Активн.± 1,7
Реактивн.± 3,8
Активн.± 1,7
Реактивн.± 3,8
Активн.± 1,7
Реактивн.± 3,8
Активн.± 1,7
Реактивн.± 3,8
Активн.± 1,7
Реактивн.± 3,8
НАМИ-10-95
УХЛ2,
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 1020
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
ТВЛМ-10
К тт 300/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 81362
С - 85531
ТПФМ-10
К тт 200/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 8318
С - 3091
ТПЛ-10
К тт 200/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 7986
С - 7988
ТПЛ-10
К тт 150/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 37844
С - 59519
ТПЛ-10
К тт 300/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 7910
С - 7957
ТЛМ-10
К тт 200/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 9489
С - 3928
ТЛМ-10
К тт 150/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 443
С - 424
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
№
ИК
ТТ
ТН
Счётчик
16
ПС 35/10 кВ
"ЦДТ" фид 5
НАМИ-10-95
УХЛ2,
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 1020
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121268
17
ПС 35/10 кВ
"ЦДТ" фид.8
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120946
18
ПС 35/10 кВ
"ЦДТ"
фид.13
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121121
19
ПС 110/10
кВ
"Электромех
аника"
фид.1
НТМИ-10-66
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 5551
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120916
20
ПС 110/10
кВ
"Электроме-
ханика"
фид.2
НТМИ-10-66
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 5551
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121188
21
ПС 110/10
кВ
"Электроме-
ханика"
фид.4
НТМИ-10-66
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 5551
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120942
22
ПС 110/10
кВ
"Электроме-
ханика"
фид.5
НТМИ-10-66
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 5551
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120938
23
ПС 110/10
кВ
"Электроме-
ханика"
фид.13
НТМИ-10-66
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 2275
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120972
Лист № 7
Всего листов 16
Состав ИИК ТИ
Наименова-
ние
присоедине-
ния
ВидОсновная
электро- погреш-
энергии ность, %
ТЛМ-10
К тт 100/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 3064
С - 2225
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
НАМИ-10-95
УХЛ2,
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 177
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
НАМИ-10-95
УХЛ2
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Зав. № 177
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
ТЛМ-10
К тт 200/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 6308
С - 5315
ТЛM-10
К тт 300/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 1220
С - 1335
ТЛМ-10
К тт 200/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 2155
С - 2429
ТЛМ-10
К тт 300/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 8143
С - 8149
ТЛМ-10
К тт 150/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 2135
С - 4899
ТЛМ-10
К тт 400/5,
КТ 0,5,
Зав. №
А - 5115
С - 6560
ТЛМ-10-1У3
Ктт100/5,
КТ 0,5 S,
Зав. №
А- 2162130000001
С- 2162130000002
Активн.± 1,7
Реактивн.± 4,0
Счётчик
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121247
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121055
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121181
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121005
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121003
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121252
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811120988
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл. т 0,5S/1
Зав. №
0811121126
Лист № 8
Всего листов 16
Состав ИИК ТИ
Наименова-
№ние
ИКприсоедине-
ния
ТТТН
ВидОсновная
электро- погреш-
энергии ность, %
ПС 110/10
кВ
24"Электроме-
ханика"
фид.14
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
ПС 110/10
кВ
25"Электроме-
ханика"
фид.15
Активн.
± 1,7
Реактивн.
± 4,0
ПС 110/10
кВ
26"Электроме-
ханика"
фид.17
К тт 200/5,
Зав. №
ТЛМ-10
К тт 300/5,НТМИ-10-66
КТ 0,5,К тн 10/0,1,
Зав. №КТ 0,5,
А - 4235Зав. № 2275
С - 4558
ТЛМ-10-1
К тт 150/5,
НТМИ-10-66
КТ 0,5 S,
К тн 10/0,1,
Зав. №
КТ 0,5,
А- 2162130000003
Зав. № 2275
С- 2162130000004
ТЛМ-10
НТМИ-10-66
КТ 0,5,
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
ПС 110/10
кВ
27"Краностро-
итель"
фид.16
К тт 400/5,
Зав. №
А - 9587
Зав. № 2275
С - 2423
ТЛМ-10
НТМИ-10-66
КТ 0,5,
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
ПС 110/10
кВ
28"Краностро-
итель"
фид.22
К тт 300/5,
КТ 0,5,
Зав. №
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
ПС 110/10
кВ
29"Краностро-
итель"
фид.39
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
ПС 110/10
кВ
30"Краностро-
итель"
фид.49
Активн.
± 1,8
Реактивн.
± 4,0
ПС 110/10
31кВ "Элтра"
фид.7
КТ 0,5,
Зав. №
НТМИ-10
А - 2731
Зав. № 7809
С - 2831
ТЛМ-10
НТМИ-10-66
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
А - 0252
Зав. № 1685
С - 0404
ТЛМ-10
К тт 100/5,НТМИ-10-66
КТ 0,5,К тн 10/ 0,1,
Зав. №КТ 0,5,
А - 3178Зав. № 9724
С - 2432
ТЛМ-10
К тт 150/5,НТМИ-10-66
КТ 0,5,К тн 10/0,1,
Зав. №КТ 0,5,
А – б/нЗав. № 999
С - 4853
ТПЛМ-10
К тт 200/5,
К тн 10/0,1,
КТ 0,5,
А - 8671
Зав. № 7650
С - 8702
Активн.± 1,8
Реактивн.± 4,0
№
ИК
ние
присоедине-
ТТТНСчётчик
ПС 110/10
фид.11
КТ 0,5,
А - 28312
КТ 0,5,
СЭТ-
4ТМ.03М
Зав. №
фид.12
КТ 0,5,
А - 8260
НТМИ-10
КТ 0,5,
СЭТ-
Зав №
Лист № 9
Всего листов 16
Наименова-Состав ИИК ТИ
В
идОсновная
электро- погреш-
ния
энергииность, %
ТПЛМ-10
К тт 150/5,НТМИ-10Активн.± 1,8
32кВ "Элтра"
За
в
. №
К тн 10/ 0,1,
Кл. т 0,5S/1
Реактивн.± 4,0
С - 33278
Зав. № 7597
0811120960
ТПЛМ-10
ПС 110/10
К тт 200/5,
К тн 10/0,1,4ТМ.03М
Активн.± 1,8
33кВ "Элтра"
За
в
. №
Зав. № 7592
Кл.
.
т 0,5S/1
Реактивн.± 4,0
С - 6236
0806130311
Примечания
1 Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовая);
2 Нормальные условия: параметры сети: напряжение (напряжение (0,98 - 1,02) U
ном
; ток (1 -
1,2) Iном, cos
j
= 0,9 инд; температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
3 Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uном; ток (0,05 - 1,2) Iном при трансформаторе тока
с классом точности 0,5, ток (0,01 - 1,0) Iном при трансформаторе тока с классом точности 0,5S,
cos
j
= 0,8 инд.;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус
40 до плюс 70° С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70°С; для сервера от плюс 10 до плюс
40°С;
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные,
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ЗАО «Энергосети» порядке.
первичного тока ТТ), %
ДиапазонТип
Значение характеристик погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении
активной и реактивной электроэнергии приведены в таблице 3, 4.
Таблица 3 – Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении
активной электроэнергии
Предел
допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной электроэнергии (при значении
№ ИК
значений cos φ нагрузки
рабочего тока в процентах от номинального
р
а
<10≤120
1≤ I
раб
<2 2≤ I
раб
<5 5≤ I
раб
<20
20≤ I
0
б
100≤ I
раб
1234567 8
1-8,
0,5 ≤ cos φ < 0,8 инд. не норм. не норм. ± 5,8 ± 3,6 ± 3,0
14-20,
0,8 ≤ cos φ < 0,866 инд. не норм. не норм. ± 3,3 ± 2,2 ± 2,0
22,
24-33
0,866 ≤ cos φ < 0,9 инд. не норм. не норм. ± 2,9 ± 2,0 ± 1,8
0,9 ≤ cos φ < 0,95 инд. не норм. не норм. ± 2,7 ± 1,9 ± 1,8
0,95 ≤ cos φ < 0,99 инд. не норм. не норм. ± 2,4 ± 1,8 ± 1,7
9-13
21, 23
Лист № 10
Всего листов 16
± 1,7± 1,6
0,99 ≤ cos φ < 1инд.
cos φ = 1
0,8 ≤ cos φ < 1 емк.
0,5 ≤ cos φ < 0,8 инд.
0,8 ≤ cos φ < 0,866 инд.
0,866 ≤ cos φ < 0,9 инд.
0,9 ≤ cos φ < 0,95 инд.
0,95 ≤ cos φ < 0,99 инд.
0,99 ≤ cos φ < 1 инд.
cos φ = 1
0,8 ≤ cos φ < 1емк.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.± 2,2
не норм.± 2,2
не норм.± 3,4
не норм.± 5,7
не норм.± 3,2
не норм.± 2,8
не норм.± 2,6
не норм.± 2,4
не норм.± 2,2
не норм.± 2,1
не норм.± 3,3
± 1,6± 1,5
± 2,2± 2,0
± 3,4± 2,8
± 2,1± 1,9
± 1,9± 1,7
± 1,8± 1,7
± 1,7± 1,6
± 1,6± 1,5
± 1,6± 1,5
± 2,2± 1,9
0,5 ≤ cos φ < 0,8инд.не норм.± 5,3± 3,7± 3,0± 3,0
0,8 ≤ cos φ < 0,866 инд.
0,866 ≤ cos φ < 0,9 инд.
0,9 ≤ cos φ < 0,95 инд.
0,95 ≤ cos φ < 0,99 инд.
0,99 ≤ cos φ < 1 инд.
cos φ = 1
не норм.± 3,1
не норм.± 2,8
не норм.± 2,6
не норм.± 2,4
не норм.± 2,3
2,4± 2,2
± 2,3± 2,0± 2,0
± 2,1± 1,8± 1,8
± 2,0± 1,7± 1,8
± 1,8± 1,6± 1,7
± 1,7± 1,5± 1,6
± 1,6± 1,5± 1,5
0,8 ≤ cos φ < 1емк.не норм.± 3,1± 2,4± 2,0± 2,0
1-8,
14-20,
22,
24-33
9-13
тока ТТ), %
Диапазон
Таблица 4 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении
реактивной электроэнергии
Предел
допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электроэнергии (при значении
№ ИК
значений cos φ
рабочего тока в процентах от номинального первичного
0≤ I
р
а
1≤ I
раб
<2 2≤ I
раб
<5 5≤ I
раб
<20
2
<100
б
100≤ I
раб
≤120
1234567
0,5 ≤ cos φ ≤ 0,8
0,8 < cos φ ≤ 0,866
0,866 < cos φ ≤ 0,9
0,9 < cos φ ≤ 0,95
0,95 < cos φ ≤ 1
0,5 ≤ cos φ ≤ 0,8
0,8 < cos φ ≤ 0,866
0,866 < cos φ ≤ 0,9
0,9 < cos φ ≤ 0,95
0,95 < cos φ ≤ 1
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
± 5,3
± 6,3
не норм.
не норм.
не норм.
± 5,2
± 6,2
не норм.
не норм.
не норм.
± 3,7
± 4,2
± 4,6
± 6,0
не норм.
± ,6
± 4,0
± 4,5
± 5,7
не норм.
± 3,4
± 3,7
± 4,0
± 5,0
не норм.
± 3,2
± 3,5
± 3,8
± 4,7
не норм.
Лист № 11
Всего листов 16
0,5 ≤ cos φ ≤ 0,8
0,8 < cos φ ≤ 0,866
21, 230,866 < cos φ ≤ 0,9
0,9 < cos φ ≤ 0,95
0,95 < cos φ ≤ 1
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
± 3,8
± 4,3
не норм.
не норм.
не норм.
± 3,3
± 3,7
± 4,0
± 5,0
не норм.
± 3,4
± 3,7
± 4,0
± 5,0
не норм.
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5
Номинальный ток:
Диапазон тока:
Номинальное напряжение:
10 000 В
100 В
Диапазон напряжения:
От 9500 до 10500 В
От 95 до 105 В
1, 5, 6,
9, 11,
18, 22,
25, 28
От 0,8 до 1,0
Номинальный ток:
Диапазон тока:
Номинальное напряжение:
10000 В
100 В
Диапазон напряжения:
От 9500 до 10500 В
От 95 до 105 В
2, 3, 4,
7, 24,
27
От 0,8 до 1,0
Таблица 5 – Основные технические характеристики
№
ИК
Наименование характеристикиЗначение
300 А
5 А
От 15 до 300 А
От 0,25 до 5 А
первичный (Iн
1
)
вторичный (Iн
2
)
первичного (I
1
)
вторичного (I
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное
(Uн
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное
(Uн
2
)
Коэффициент мощности cos
j
Номинальная нагрузка ТТ
От 0,5 до 1,0
10 ВА
Допустимый диапазон нагрузки ТТ
Номинальная нагрузка ТН
Допустимый диапазон нагрузки ТН
Номинальная нагрузка ТН
Допустимый диапазон нагрузки ТН
От 2,5 до 10 ВА
200 ВА
От 50 до 200 ВА
150 ВА
От 37,5 до 150 ВА
во вторичной цепи
Допустимое значение сos
j
2
нагрузки ТТ
400 А
5 А
От 20 до 400 А
От 0,25 до 5 А
первичный (Iн
1
)
вторичный (Iн
2
)
первичного (I
1
)
вторичного (I
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное
(Uн
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное
(Uн
2
)
Коэффициент мощности cos
j
Номинальная нагрузка ТТ
От 0,5 до 1,0
10 ВА
Допустимый диапазон нагрузки ТТ
Номинальная нагрузка ТН
Допустимый диапазон нагрузки ТН
Номинальная нагрузка ТН
Допустимый диапазон нагрузки ТН
От 2,5 до 10 ВА
200 ВА
От 50 до 200 ВА
150 ВА
От 37,5 до 150 ВА
Допустимое значение сos
j
2
во вторичной цепи
нагрузки ТТ
Наименование характеристики
Значение
1000 В
100 В
От 9500 до 10500 В
От 95 до 105 В
8, 10,
13, 14,
17, 19,
26, 32,
33
От 0,8 до 1,0
Номинальный ток:
Диапазон тока:
Номинальное напряжение:
10000 В
100 В
Диапазон напряжения:
От 9500 до 10500 В
От 95 до 105 В
12, 15,
20, 23,
30, 31
От 0,8 до 1,0
Лист № 12
Всего листов 16
№
ИК
1
первичный (Iн )
вторичного (I )
200 А
5 А
От 10 до 200 А
От 0,25 до 5 А
Номинальный ток:
вторичный (Iн
2
)
Диапазон тока:
первичного (I
1
)
2
первичное (Uн
1
)
Номинальное напряжение:вторичное
(Uн
2
)
первичное (Uн
1
)
Диапазон напряжения:вторичное
(Uн
2
)
Коэффициент мощности cos
j
Номинальная нагрузка ТТ
Допустимый диапазон нагрузки ТТ
Номинальная нагрузка ТН
Допустимый диапазон нагрузки ТН
Номинальная нагрузка ТН
Допустимый диапазон нагрузки ТН
От 0,5 до 1,0
10 ВА
От 2,5 до 10 ВА
200 ВА
От 50 до 200 ВА
150 ВА
От 37,5 до 150 ВА
во вторичной цепи
Допустимое значение сos
j
2
нагрузки ТТ
150 А
5 А
От 7,5 до 150 А
От 0,25 до 5 А
первичный (Iн
1
)
вторичный (Iн
2
)
первичного (I
1
)
вторичного (I
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное
(Uн
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное
(Uн
2
)
Коэффициент мощности cos
j
Номинальная нагрузка ТТ
От 0,5 до 1,0
10 ВА
Допустимый диапазон нагрузки ТТ
Номинальная нагрузка ТН
Допустимый диапазон нагрузки ТН
Номинальная нагрузка ТН
Допустимый диапазон нагрузки ТН
От 2,5 до 10 ВА
200 ВА
От 50 до 200 ВА
150 ВА
От 37,5 до 150 ВА
Допустимое значение сos
j
2
во вторичной цепи
нагрузки ТТ
Номинальный ток:
Диапазон тока:
Номинальное напряжение:
10000 В
100 В
От 9500 до 10500 В
От 95 до 105 В
Лист № 13
Всего листов 16
100 А
5 А
От 5 до 100 А
От 0,25 до 5 А
первичный (Iн
1
)
вторичный (Iн
2
)
первичного (I
1
)
вторичного (I
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное
(Uн
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное
(Uн
2
)
От 0,5 до 1,0
10 ВА
Допустимый диапазон нагрузки ТТ
Номинальная нагрузка ТН
Допустимый диапазон нагрузки ТН
Номинальная нагрузка ТН
Допустимый диапазон нагрузки ТН
От 2,5 до 10 ВА
200 ВА
От 50 до 200 ВА
150 ВА
От 37,5 до 150 ВА
Диапазон напряжения:
16, 21,
29
Коэффициент мощности cos
j
Номинальная нагрузка ТТ
От 0,8 до 1,0
Допустимое значение сos
j
2
во вторичной цепи
нагрузки ТТ
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т
ср
= 120 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч;
- Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Т
ср
= 400 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч;
- сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т
ср
= 15843 ч, среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч;
Надежность системных решений:
·
резервирование питания с помощью устройства АВР;
·
резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет
передаваться в организации – участники оптового рынка электроэнергии с помощью
электронной почты и сотовой связи;
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
·
журнал ИВК:
- параметрирование;
- попытка не санкционируемого доступа;
- коррекция времени;
Защищённость применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
·
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на сервер;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
Лист № 14
Всего листов 16
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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
2730 часов.
Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств
измерений на срок не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средств измерений
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента системы
Коли-
чество
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, КТ 0,5S/1, ГР № 36697-08
33
Трансформатор тока ТЛМ-10 300/5, КТ 0,5, ГР № 48923-12
14
Трансформатор тока ТЛМ-10 400/5, КТ 0,5, ГР № 48923-12
12
Трансформатор тока ТЛМ-10 200/5, КТ
Трансформатор тока ТЛМ-10 150/5, КТ
Трансформатор тока ТЛМ-10 100/5, КТ
0,5, ГР № 48923-12
10
0,5, ГР № 48923-12
2
0,5, ГР № 48923-12
4
Трансформатор тока ТЛМ-10 100/5, КТ 0,5S, ГР № 48923-12
2
Трансформатор тока ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5S, ГР № 48923-12
2
Трансформатор тока ТПЛ-10 150/5, КТ 0,5, ГР № 1276-59
4
Трансформатор тока ТПЛ-10 200/5, КТ
Трансформатор тока ТПЛ-10 300/5, КТ
0,5, ГР № 1276-59
4
0,5, ГР № 1276-59
2
Трансформатор тока ТВЛМ-10 300/5, КТ 0,5, ГР № 1856-63
2
Трансформатор тока ТПФМ-10 200/5, КТ 0,5, ГР № 814-53
2
Трансформатор тока ТПЛМ-10 150/5, КТ
Трансформатор тока ТПЛМ-10 200/5, КТ
0,5, ГР № 2363-68
2
0,5, ГР № 2363-68
2
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66, К тт 10/0,1, ГР № 831-69
6
Трансформатор напряжения НТМИ-10, КТ 0,2, К тт 10/0,1, ГР № 831-69
Трансформатор напряжения НТМИ-10, КТ 0,5, К тт 10/0,1, ГР № 831-69
2
2
Трансформатор напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2, К тт 10/0,1,
ГР № 20186-00
4
1
Сервер НР Proliant DL 180 G6 WW
Устройство синхронизации системного времени УСВ-2, № 2745,
ГР № 41681-10,
1
ПО АльфаЦентр Многопользовательская версия
20.02/2010/С-6144
1
комплек
Лист № 15
Всего листов 16
Наименование документации
Методика поверки МГЭР.411713.00422.МП
Формуляр МГЭР.411713.00422.ФО
1
1
Поверка
осуществляется по документу МГЭР.411713.00422.МП "Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучётаэлектрическойэнергииЗАО
"Энергосети". Методика поверки", утверждённому Государственным центром испытаний
средств измерений ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" 06.08.2013 г.
Средства поверки:
Радиочасы МИР РЧ-02, Госреестр № 46656-11.
Средства поверки – измерительных компонентов:
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- счётчиков электрической энергии в соответствии с документом "Счётчики электрической
энергиитрёхфазныестатическиеСЭТ-4ТМ.03М.Методикаповеркивсоставе
ИЛГШ.411152.l46 РЭ1", согласованная с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- УСВ-2 в соответствии с утвержденным документом "Устройства синхронизации времени
УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001 И1", утверждённым ФГУП "ВНИИФТРИ"
12.05.2010 г.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методы измерений приведены в документе МГЭР.411713.00422. Методика измерений
"Системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучёта
электрической энергииЗАО "Энергосети". Методика (метод) измерений электрической
энергии";
Методика (метод) измерений - 411713.00422. Методика измерений "Системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической
энергииЗАО "Энергосети". Методика (метод) измерений электрической энергии"
аттестована Государственным центром испытаний средств измерений ООО "Испытательный
центр "Энерготестконтроль" поГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №
85/01.00066-2010/2012 от 07 августа 2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ:
1) ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия;
2) ГОСТ Р 8.596-2002
ГСИ. Метрологическое
обеспечение измерительных систем. Основные
положения;
3) ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия;
4) ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерений электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики
активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S";
5) 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
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Лист № 16
Всего листов 16
Изготовитель: Открытое акционерное общество "Мосгорэнерго"
Адрес: 125581, г. Москва, ул. Лавочкина, д.34
Тел/факс: 8(495) 730-53-12/747-07-61, E-mail:
Испытательный центр:
Государственный центр испытаний средств измерений ООО "Испытательный центр
"Энерготестконтроль"
Адрес: 11543, г. Москва, ул. Первомайская, д.35/18,стр.1,
Почтовый адрес : 115419, г. Москва, ул. 2-й Рощинский проезд, дом 8
Тел/факс: (495) 737 61 17
E-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" по
проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30067-10
от 09.02.2010 г.
___________
Ф.В. Булыгин
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
М.п.
"_____"_________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
