Приложение к свидетельству № 53730
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ «Расширение Владимирского фи-
лиала ОАО «ТГК-6»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности АИИС КУЭ «Расширение Владимирского филиала ОАО «ТГК-6»
(далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энер-
гии и мощности в точках измерения Владимирского филиала ОАО «ТГК-6», сбора, хранения,
обработки и передачи полученной информации. Результаты измерений могут быть использова-
ны для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему
с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-
троэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
– периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии
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 результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ)
смежных субъектов оптового рынка;
– обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных
от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей
и т.п.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинён-
ной национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя
трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983,
счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной элек-
трической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные
на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе Сикон С70 (№ 28822-
05 в Государственном реестре средств измерений), Сикон С1 (№ 15236-03 в Государственном
реестре средств измерений) производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии», технические
средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимо-
действие между уровнями системы.
На уровне ИВКЭ обеспечивается:
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления
питания и т.п.);
- разграничение прав доступа к информации.
Лист № 2
Всего листов 15
3-й уровень – комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» (ИВК) (№
в Госреестре СИ 45270-10), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз
данных (БД) АИИС, сервер ИКМ, устройство сихронизации системного времени, автоматизи-
рованное рабочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
На уровне ИВК обеспечивается:
– автоматический регламентный сбор результатов измерений;
– автоматическое выполнение коррекции времени;
– сбор данных о состоянии средств измерений
– контроль достоверности результатов измерений;
– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления
питания и т.п.);
– возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии
– хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение
3,5 лет;
– ведение нормативно-справочной информации;
– ведение «Журналов событий»;
– формирование отчетных документов;
– передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и
другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
– безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 – 2003;
– конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного
доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
– диагностику работы технических средств и ПО;
– разграничение прав доступа к информации;
– измерение времени и синхронизация времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной ин-
формации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК
передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный пе-
речень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками мно-
гофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы
данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следую-
щей информации:
– отпускилипотреблениеактивнойиреактивноймощности,усредненной
за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
– показатели режимов электропотребления;
– максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и сут-
кам;
– допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируе-
мый интервал времени.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике
электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой
сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре
счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной элек-
трической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная
мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической
мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформа-
ции представляется как:
Лист № 3
Всего листов 15
– активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период
0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов време-
ни 30 мин;
– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям
связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации,
ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень сис-
темы (ИКМ-Пирамида).
Сервер обеспечивает сбор измеренной информации с УСПД. В системе предусмотрен
доступ к базе данных сервера со стороны АРМов и информационное взаимодействие с органи-
зациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
На верхнем – третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измери-
тельной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов.
Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной элек-
троэнергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а так
же сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организа-
ции рационального потребления.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в
себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной сис-
темы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точно-
го времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера
и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогла-
совании с показаниями часов сервера более чем на ±2 c.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает
±
5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и
корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счетчика электрической энергии;
– испытательной коробки;
– сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подпи-
си);
– установка пароля на счетчик;
– установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
Прикладное программное обеспечение из состава «ИКМ-Пирамида» защищено от не-
преднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты – С, согласно МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифро-
вого идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Лист № 4
Всего листов 15
Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычис-
ления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО
Наименование про-
граммного обеспече-
ния
Идентифика-
ционное наиме-
нование про-
граммного
обеспечения
Цифровой иден-
тификатор про-
граммного обес-
печения
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора
C12XXRec.exe
CfgServApp.exe
Cutter.exe
2b95958d3745628fe
54078f01160e898
DTransf.exe
EvServer.exe
GammaRec.exe
4b061465afeb5a41e
6f79597448c26dd
HDLCRec.exe
Oper.exe
PConfig.exe
PSCHRec.exe
6439ed5415b2be7c8
cef04c48d38348f
Rec.exe
RecEx.exe
b8dc8cf75b6fd1572
0b8a197c6ad1830
Schedule.exe
SCPEdit.exe
SvcEdit.exe
TimeSynchro.exe
20.02/2010/С-
300
(с обновлени-
ем версия 3.0
от 09.09.2011)
MD5
2
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) про-
граммного
обеспечения
3
4
5
f09aa51e39b5d5388f
0f498fe3d098ae
CheckingArri-
valData.exe
88008cb19a4b56aed
61892cf66ec9e27
77439b2885a6df997
e55ceac8abc2874
1
Канальная программа
для протокола «Пира-
мида»
Служба доступа к на-
стройкам ПО
Контроль поступления
данных
Формирователь срезов
данных «Сервера собы-
тий»
Преобразования данных
Контроль качества ЭЭ
EnergyQuality-
Control.exe
Сервер событий
3b64a4e77ac019b84
59f983c547d441e
c9ab25f4028a20047
5cb7e0783f5e840
8757929a25a44f998
ac1a7dfadcea7e5
Канальная программа
для протокола «Пира-
мида»
Канальная программа
для протокола HDLCR
Оперативный сбор 2000
Конфигуратор 2000
99875e439bfa6519a
860922507e063ed
1f9248b86cc10fe6a
1580125a97cddc5
559fab059253727ad
7b7c9d30daf256a
Канальная программа
для протокола «Пира-
мида»
Программа портов
58979f4bea322658f
71ac7eadfc1d490
Канальная программа
для протокола «Пира-
мида»
Планировщик заданий
Редактор сценариев
Редактор настроек АИ-
ИС «Пирамида»
Программа синхрониза-
ции времени
6d4c97fe04fa575fc8
ede917fea34abb
d093e62ff73a732f36
6a569ebe14addd
81b83cf0dfec1622d
aa2d39f67cbe4c4
78b080c2c06209911
59cc9067f9835fd
Метрологические и технические характеристики
Состав первого уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИС КУЭ
приведены в таблице 2.
активная,
реактивная
Лист № 5
Всего листов 15
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Метрологические
№Наименова-
ИКние ИК
Счет-
чик
Вид элек-
троэнергии
1200/1;
к.т. 0,2S;
№ в Госреест-
ре 49585-12
UDP 245;
к.т.
1.0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
отпайкой н
ная»
ТФЗМ 245;
1200/1;
к.т. 0,2S;
ре 49585-12
к.т. 0,2;
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
2.0,2S/0,5;
реестре
Состав 1-го уровня ИК
характеристики ИК
Основная Погрешность
ТТТН погреш-в рабочих
ность, % условиях, %
1234 5678
СЭТ-
ВЛ 220 кВ
ТФЗМ 245;
220000/√3
4ТМ.03М
«Владимир- 100/√3; активная, ±0,6 ±2,2
ская ТЭЦ-2 к.т. 0,2; реактивная ±1,3 ±4,1
- Заря»№ в Госрее-
стре 48448-11
36697-12
ВЛ 220 кВ
«Владимир-UDP 245;
ская ТЭЦ-2 220000/√3
– Влади-100/√3;активная,±0,6±2,2
мирская с
а
№ в Госреест-
№ в Госрее-
№ в Гос-
реактивная±1,3±4,1
ПС Район- стре 48448-11
36697-12
3.
онная-1
600/1;
к.т. 0,2S;
НКФА;
№ в Госрее-
к.т.
0,2S/0,5;
реестре
10000/1;
TJC 6-G;
к.т. 0,2;
№ в Госрее-
ТГ-7к.т.
реестре
реактивная
±1,3±4,1
TJC 6-G;
№ в Госрее-
ТГ-16000/1;к.т.
36697-12
к.т. 0,2;реактивная
СЭТ-
ОРУ-110
ТФЗМ;
110000/√3
4ТМ.03М
кВ, ВЛ -110 100/√3; активная, ±0,6 ±2,2
кВ Станци-
№ в Госреест-
к.т. 0,2;
№ в Гос-
реактивная ±1,3 ±4,1
ре 49584-12
стре 49583-12
36697-12
СЭТ-
JKQ;
15750/√3
4ТМ.03М
4. Владимир-к.т. 0,2S;
100/√3;
0,2S/0,5;
активная,±0,6±2,2
ской ТЭЦ-2 № в Госреест- № в Гос-
ре 41964-09
стре 49111-12
36697-12
СЭТ-
JKQ;
10500/√3
4ТМ.03М
5.
В
ладимир-к.т. 0,2S;
100/√3;
0,2S/0,5;
активная,±0,6±2,2
ской ТЭЦ-2 № в Госреест- № в Гос-
ре 41964-09
стре 49111-12
реестре
±1,3±4,1
СЭТ-
ТШВ15;НТМИ-6;4ТМ.03;
Генератор 28000/5;6000/100;к.т.
6. Владимир- к.т. 0,5; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
ской ТЭЦ-2 № в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 5718-76стре 380-49 реестре
27524-04
±1,2±5,5
±2,1±5,7
№Наименова-
ИК ние ИК
чик
Состав 1-го уровня ИК
Вид элек-
ТТТН
Счет-троэнергии
Лист № 6
Всего листов 15
Метрологические
характеристики ИК
Основная Погрешность
погреш-в рабочих
ность, % условиях, %
Генератор 3
7.Владимир-
ской ТЭЦ-2
к.т. 0,5;
ре 4242-74
10000/√3/
в Госре
СЭТ-
0,2S/0,5;
реестре
ТШЛ20-I
I
;
ЗНОМ-15-63;
4ТМ.03;
8000/5;
/100/√3;
к.т.
активная,
№ в Госреест-
№
к.т. 0,5;
е-
№ в Гос-
реактивная
стре 1593-70
27524-04
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
Генератор 4
8.Владимир-
ской ТЭЦ-2
к.т. 0,5;
10000/√3/
№ в Госрее-
СЭТ-
0,2S/0,5;
реестре
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
Генератор 5
9.Владимир-
ской ТЭЦ-2
8000/5;
к.т. 0,2;
ЗНОЛ-06;
к.т. 0,5;
№ в Госрее-
к.т.
№ в Гос-
реестре
активная,
±0,9 ±2,4
±1,6 ±4,2
Генератор 6
10.Владимир-
ской ТЭЦ-2
8000/5;
к.т. 0,2;
ре 8771-00
ЗНОЛ-06;
/100/√3;
к.т. 0,5;
ТШЛ20-I
I
;
ЗНОМ-15-63;
4ТМ.03;
8000/5;
/100/√3;
к.т.
активная,
№ в Госреест-
к.т. 0,5;
№ в Гос-
реактивная
ре 4242-74
стре 1593-70
27524-04
СЭТ-
ТШ 20;
10000/√3/
4ТМ.03;
№ в Госреест-
/100/√3;
0,2S/0,5;
реактивная
ре 8771-00
стре 3344-72
27524-04
СЭТ-
ТШ 20;
10000/√3/
4ТМ.03;
к.т.
№ в Гос-
реестре
активная,
±0,9 ±2,4
±1,6 ±4,2
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
0,2S/0,5;
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
№ в Гос-
активная,
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
Владимир-
ская ТЭЦ-2,
ПКРУ-6 кВ,
11.1 сек. яч. 8
(КЛ-6 кВ
ОАО
«ВКС»-1)
Владимир-
ская ТЭЦ-2,
ПКРУ-6 кВ,
12. 1 сек. яч. 15
(КЛ-6 кВ
ОАО
«ВКС»-2)
Владимир-
ская ТЭЦ-2,
ПКРУ-6 кВ,
13. 2 сек. яч. 25
(КЛ-6 кВ
ОАО
«ВКС»-3)
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
№ в Гос-
активная,
№ в Госреест-
№ в Госре
е
-
0,2S/0,5;
реактивная
стре 3344-72
27524-04
СЭТ-
ТПОЛ 10;НОМ-6;4ТМ.03;
600/5;6000/100;к.т.
активная,
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
реактивная
ре 1261-02стре 159-49 реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НОМ-6;4ТМ.03;
300/5;6000/100;к.т.
№ в Госреест- № в Госрее-
0,2S/0,5;
реактивная
ре 1276-59стре 159-49реестре
27524-04
СЭТ-
ТВЛМ-10; НОМ-6; 4ТМ.03;
400/5; 6000/100; к.т.
№ в Госреест- № в Госрее-
0,2S/0,5;
реактивная
ре 1856-63стре 159-49реестре
27524-04
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
Наименова-
ние ИК
14.
ОРУ-110
кВ, 20Т -
110 кВ
15.
ОРУ-110
кВ,
2Т-110 кВ
16.
ОРУ-110
кВ,
3Т-110 кВ
17.
ОРУ-110
кВ,
30Т-110 кВ
на Г3
18.
ОРУ-110
кВ,
4Т-110 кВ
19.
ОРУ-110
кВ,
30Т-110 кВ
на Г4
20.
ОРУ-110
кВ,
5Т-110 кВ
№
ИК
чик
Состав 1-го уровня ИК
Вид элек-
ТТТН
Счет-троэнергии
Лист № 7
Всего листов 15
Метрологические
характеристики ИК
Основная Погрешность
погреш-в рабочих
ность, % условиях, %
ре 2793-71
110000/√3/
в Госре
СЭТ-
к.т. 0,5;0,2S/0,5;
реестре
ТФНД-110М;
НКФ110-57;
4ТМ.03;
600/5;
/100/√3;
к.т.
активная,
№ в Госреест-
№
к.т. 1,0;
е-
№ в Гос-
реактивная
стре 1188-58
27524-04
±1,8 ±5,9
±2,7 ±6,0
НД-11
НКФ110-57
10000/√3
№ в Госрее-
СЭТ-
М.0
к.т. 0,5;0,2S/0,5;
27524-04
ТФ
600/5;
0М;
1
/100/√3;
/
;
4Т
к.т.
3;
активная,
№ в Госреест-
к.т. 1,0;
№ в Гос-
реактивная
ре 2793-71
стре 1188-58
реестре
±1,8 ±5,9
±2,7 ±6,0
800/5;
к.т. 0,5S;
НКФ110-57
№ в Госрее-
СЭТ-
к.т.
0,2S/0,5;
реестре
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
ТФМ-110;
1000/5;
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
4ТМ.03;
к.т.
0,2S/0,5;
реестре
ТФМ-110;
110000/√3/
;
4ТМ.03;
/100/√3;активная,
№ в Госреест-
к.т. 0,5;
№ в Гос-
реактивная
ре 16023-97
стре 1188-58
27524-04
НКФ110-57;
СЭТ-
110000/√3/
/100/√3;активная,
№ в Госреест-
к.т. 0,5;
№ в Гос-
реактивная
ре 16023-97
стре 1188-58
27524-04
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5S;
110000/√3/
№ в Госрее-
СЭТ-
0,2S/0,5;
реестре
ТФМ-110;
НКФ110-57;
4ТМ.03;
800/5;
/100/√3;
к.т.
активная,
№ в Госреест-
к.т. 0,5;
№ в Гос-
реактивная
ре 16023-97
стре 1188-58
27524-04
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
1000/5;
к т. 0,5S;
НКФ110-57
/100/√3;
№ в Госрее-
СЭТ-
ТФМ-110;
110000/√3/
;
4ТМ.03;
к.т.
№ в Гос-
реестре
активная,
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
IV;
83У1;
/100/√3;
к.т. 0,5;
№ в Госрее-
СЭТ-
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
№ в
.
Госреест-
к.т. 0,5;
0,2S/0,5;
реактивная
ре 16023-97
стре 1188-58
27524-04
ТФЗМ 110Б-
НКФ110-
4ТМ.03;
1000/5;
110000/√3/ к.т.
активная,
к.т. 0,5S; реактивная
№ в Госреест-
ре 26422-04
стре 1188-84 27524-04
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
Наименова-
ние ИК
21.
ОРУ-110
кВ,
70Т-110 кВ
на Г5
22.
ОРУ-110
кВ,
6Т-110 кВ
23.
ОРУ-110
кВ,
70Т-110 кВ
на Г6
24.
ПКРУ-6 кВ,
1 сек. яч. 1
25.
ПКРУ-6 кВ,
1 сек. яч. 3
26.
ПКРУ-6 кВ,
1 сек. яч. 9
27.
ПКРУ-6 кВ,
1 сек.
яч. 10
№
ИК
чик
Состав 1-го уровня ИК
Вид элек-
ТТТН
Счет-троэнергии
Лист № 8
Всего листов 15
Метрологические
характеристики ИК
Основная Погрешность
погреш-в рабочих
ность, % условиях, %
IV;
1000/5;
83У1;
к.т. 0,5;
№ в Госрее-
СЭТ-
№ в Гос-
реестре
активная,
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5S;
/100/√3;
0,2S/0,5;
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к т. 0,5S;
к.т. 0,5;
№ в Гос-
активная,
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
0,2S/0,5;
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
№ в Гос-
активная,
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
активная,
реактивная
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
0,2S/0,5;
ТФЗМ 110Б-
НКФ110-
4ТМ.03;
110000/√3/ к.т.
к.т. 0,5S;
/100
/
√3;0,2S/0,5;
реактивная
№ в Госреест-
ре 26422-04
стре 1188-84 27524-04
НКФ110-СЭТ-
ТФМ-110;83У1;4ТМ.03;
1000/5;110000/√3/к.т.
активная,
№ в Госреест- к.т. 0,5; № в Гос-
реактивная
ре 16023-97 № в Госрее-реестре
стре 1188-84 27524-04
НКФ110-СЭТ-
ТФМ-110;83У1; 4ТМ.03;
1000/5;110000/√3/к.т.
№ в
.
Госреест-
/100
/
√3;0,2S/0,5;
реактивная
ре 16023-97 № в Госрее- реестре
стре 1188-84 27524-04
СЭТ-
ТПОЛ 10;НТМИ-6;4ТМ.03;
600/5;6000/100;к.т.
активная,
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
реактивная
ре 1261-02стре 380-49 реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НТМИ-6;4ТМ.03;
200/5;6000/100;к.т.
№ в Госреест- № в Госрее-
0,2S/0,5;
реактивная
ре 1276-59стре 380-49реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НТМИ-6;4ТМ.03;
400/5;6000/100; к.т.
к.т. 0,5;к.т. 0,5;0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1276-59стре 380-49 реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НОМ-6;4ТМ.03;
400/5;6000/100;к.т.
активная,
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
реактивная
ре 1276-59стре 159-49 реестре
27524-04
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
Наименова-
ние ИК
28.
ПКРУ-6 кВ,
1 сек. яч. 11
29.
ПКРУ-6 кВ,
1 сек. яч. 12
30.
ПКРУ-6 кВ,
1 сек. яч. 13
31.
ПКРУ-6 кВ,
2 сек. яч. 23
32.
ПКРУ-6 кВ,
2 сек. яч. 26
33.
ПКРУ-6 кВ,
2 сек. яч. 27
34.
ПКРУ-6 кВ,
2 сек. яч. 30
№
ИК
чик
Состав 1-го уровня ИК
Вид элек-
ТТТН
Счет-троэнергии
Лист № 9
Всего листов 15
Метрологические
характеристики ИК
Основная Погрешность
погреш-в рабочих
ность, % условиях, %
активная,
реактивная
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
0,2S/0,5;
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
№ в Гос-
активная,
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
0,2S/0,5;
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
0,2S/0,5;
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
активная,
реактивная
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
№ в Гос-
активная,
СЭТ-
ТПЛ-10;НТМИ-6;4ТМ.03;
400/5;6000/100;к.т.
к.т. 0,5; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1276-59стре 380-49реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НОМ-6;4ТМ.03;
150/5;6000/100;к.т.
активная,
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
реактивная
ре 1276-59стре 159-49 реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НОМ-6;4ТМ.03;
300/5;6000/100;к.т.
№ в Госреест- № в Госрее-
0,2S/0,5;
реактивная
ре 1276-59стре 159-49реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НОМ-6;4ТМ.03;
400/5;6000/100;к.т.
активная,
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
реактивная
ре 1276-59стре 159-49 реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НОМ-6;4ТМ.03;
400/5;6000/100;к.т.
активная,
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
реактивная
ре 1276-59стре 159-49 реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НОМ-6;4ТМ.03;
400/5;6000/100;к.т.
к.т. 0,5; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1276-59стре 159-49реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НТМИ-6;4ТМ.03;
150/5;6000/100; к.т.
№ в Госреест- № в Госрее-
0,2S/0,5;
реактивная
ре 1276-59стре 380-49реестре
27524-04
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
Наименова-
ние ИК
35.
ПКРУ-6 кВ,
2 сек. яч. 31
36.
ПКРУ-6 кВ,
2 сек. яч. 32
37.
ПКРУ-6 кВ,
2 сек. яч. 35
38.
ПКРУ-6 кВ,
3 сек. яч. 2
39.
ПКРУ-6 кВ,
3 сек., яч. 3
40.
ПКРУ-6 кВ,
3 сек., яч. 4
41.
ПКРУ-6 кВ,
3 сек., яч. 6
№
ИК
чик
Состав 1-го уровня ИК
Вид элек-
ТТТН
Счет-троэнергии
Лист № 10
Всего листов 15
Метрологические
характеристики ИК
Основная Погрешность
погреш-в рабочих
ность, % условиях, %
активная,
реактивная
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
№ в Гос-
активная,
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
к.т. 0,5;
к.т. 0,5;
0,2S/0,5;
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
активная,
реактивная
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
активная,
реактивная
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
активная,
реактивная
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
СЭТ-
ТПЛ-10;НОМ-6;4ТМ.03;
300/5;6000/100;к.т.
к.т. 0,5; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1276-59стре 159-49реестре
27524-04
СЭТ-
ТПЛ-10;НТМИ-6;4ТМ.03;
400/5;6000/100; к.т.
№ в Госреест- № в Госрее-
0,2S/0,5;
реактивная
ре 1276-59стре 380-49реестре
27524-04
СЭТ-
ТВЛМ-10;НОМ-6;4ТМ.03;
600/5;6000/100;к.т.
активная,
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
реактивная
ре 1856-63стре 159-49 реестре
27524-04
СЭТ-
ТВЛМ-10;НТМИ-6-66; 4ТМ.03;
600/5;6000/100;к.т.
к.т. 0,5; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1856-63стре 2611-70реестре
27524-04
СЭТ-
ТВЛМ-10; НТМИ-6-66; 4ТМ.03;
150/5; 6000/100; к.т.
к.т. 0,5;к.т. 0,5;0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1856-63стре 2611-70 реестре
27524-04
СЭТ-
ТВЛМ-10;НТМИ-6-66; 4ТМ.03;
150/5;6000/100;к.т.
к.т. 0,5; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1856-63стре 2611-70реестре
27524-04
СЭТ-
ТВЛМ-10; НТМИ-6-66; 4ТМ.03;
150/5; 6000/100; к.т.
к.т. 0,5;к.т. 0,5;0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1856-63стре 2611-70 реестре
27524-04
активная,
реактивная
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
Наименова-
ние ИК
42.
ПКРУ-6 кВ,
4 сек., яч. 9
активная,
реактивная
43.
ПКРУ-6 кВ,
4 сек.,
яч. 10
активная,
реактивная
44.
ПКРУ-6 кВ,
4 сек.,
яч. 13
активная,
реактивная
45.
КРУсн-6
кВ, 10 сек.,
яч. 12
активная,
реактивная
46.
КРУсн-6
кВ, 11 сек.,
яч. 46
активная,
реактивная
47.
ПКРУ-6 кВ,
3 сек., яч. 8
активная,
реактивная
48.
ПКРУ-6 кВ,
4 сек., яч.
14
активная,
реактивная
№
ИК
чик
Состав 1-го уровня ИК
Вид элек-
ТТТН
Счет-троэнергии
Лист № 11
Всего листов 15
Метрологические
характеристики ИК
Основная Погрешность
погреш-в рабочих
ность, % условиях, %
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
±1,1 ±5,4
±1,9 ±5,6
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
СЭТ-
ТВЛМ-10;НТМИ-6-66; 4ТМ.03;
600/5;6000/100;к.т.
к.т. 0,5; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1856-63стре 2611-70реестре
trial-04
СЭТ-
ТВЛМ-10; НТМИ-6-66; 4ТМ.03;
150/5; 6000/100; к.т.
к.т. 0,5;к.т. 0,5;0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1856-63стре 2611-70 реестре
27524-04
СЭТ-
ТВЛМ-10;НТМИ-6-66; 4ТМ.03;
150/5;6000/100;к.т.
к.т. 0,5; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1856-63стре 2611-70реестре
27524-04
СЭТ-
ТОЛ-10 УТ2;НАМИ-10;4ТМ.03;
300/5; 6000/100; к.т.
к.т. 0,5;к.т. 0,2;0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 6009-77 стре 11094-87 реестре
27524-04
СЭТ-
ТОЛ-10 УТ2;НТМИ-6;4ТМ.03;
300/5;6000/100;к.т.
к.т. 0,5; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 6009-77стре 380-49реестре
27524-04
СЭТ-
ТЛМ-10;НТМИ-6-66; 4ТМ.03;
150/5; 6000/100;к.т.
к.т. 0,5S; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 2473-05стре 2611-70 реестре
27524-04
СЭТ-
ТВЛМ-10;НТМИ-6-66; 4ТМ.03;
150/5;6000/100;к.т.
к.т. 0,5; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
№ в Госреест- № в Госрее- № в Гос-
ре 1856-63стре 2611-70реестре
27524-04
±1,2 ±5,5
±2,1 ±5,7
Наименова-
ние ИК
49.
ООО
«Энерго-
стройсер-
вис» КТП-
630/10/04
п. 4 яч. 12
№
ИК
чик
Состав 1-го уровня ИК
Вид элек-
ТТТН
Счет-троэнергии
Лист № 12
Всего листов 15
Метрологические
характеристики ИК
Основная Погрешность
погреш-в рабочих
ность, % условиях, %
к т. 0,5S;
№ в Гос-
активная,
СЭТ-
Т-0,66;4ТМ.02М
300/5; к.т.
№ в
.
Госреест-
-0,2S/0,5;
реактивная
ре 17551-06 реестре
36697-08
±1,0 ±5,3
±1,8 ±5,6
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы
интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
·
параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) Uном; ток (1 – 1,2) Iном, cos
j
= 0,8 инд.;
·
температура окружающего воздуха (21 – 25) ºС;
·
относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
·
атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
·
частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
·
индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
·
параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,01 – 1,2) Iном;
0,5 инд < cos
j
< 0,8 емк;
·
температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от 0 ºС до
плюс 30 ºС; счетчиков электрической энергии от 0 ºС до плюс 30 ºС;
·
относительная влажность воздуха до 90 %;
·
атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
·
частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
·
индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6. Средний срок службы системы не менее 10 лет.
Глубина хранения информации:
·
счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
·
ИВКЭ – хранение графика средних мощностей за 30мин. в течении 45 суток;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств изме-
рений – за весь срок эксплуатации системы.
7.Надежность применяемых в системе компонентов:
·
Счетчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.
·
Устройство сбора и передачи данных (промконтроллер) - среднее время наработ-
ки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2
часов.
·
Сервер – среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по
эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
Лист № 13
Всего листов 15
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Счетчик электрической энергии
Счетчик электрической энергии
3
Трансформатор тока
Комплексы информационно-измерительные ИКМ-Пирамида
Устройство синхронизации времени УСВ-2
1
Программное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер»
1
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия
Кол-воПримечание
шт.
СЭТ-4ТМ.03М5
СЭТ-4ТМ.0343
СЭТ-4ТМ.02M1
Счетчик электрической энергии
Трансформатор тока Т-0,66
Трансформатор тока ТФЗМ 245
Трансформатор тока ТФЗМ
Трансформатор тока JKQ
Трансформатор тока ТШВ15
Трансформатор тока ТШЛ20-II
Трансформатор тока ТШ 20
Трансформатор тока ТПОЛ 10
6
3
6
3
6
6
4
Трансформатор тока ТОЛ-10 УТ24
Трансформатор тока ТЛМ-102
Трансформатор тока ТПЛ-10 26
Трансформатор тока ТВЛМ-10 18
Трансформатор тока ТПЛМ-102
Трансформатор тока ТФНД-110М6
Трансформатор тока
ТФМ-11018
ТФЗМ-110Б-IV6
Трансформаторы напряжения UDP 245
Трансформаторы напряжения TJC6
Трансформаторы напряжения НКФ110-57
Трансформаторы напряжения НКФА
Трансформаторы напряжения НТМИ-6
Трансформаторы напряжения НОМ-6-77
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-15-63
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-06
УСПД Сикон С70
УСПД Сикон С1
6
6
9
3
8
4
6
6
2
3
1
1
Программное обеспечение «Пирамида 2000. АРМ: Конфигуратор
СИКОН»
Руководство по эксплуатации АУВБ.411711.В10.И3
Лист № 14
Всего листов 15
Программное обеспечение «Пирамида 2000. АРМ: корпорация»
Методика поверки ИЭН 1979РД-13.01.МП
Инструкция по эксплуатации ИЭН 1979РД-13.01.ИЭ
1
1
1
1
Поверка
Осуществляется по документу ИЭН 1979РД-13.01.МП «ГСИ. Система автоматизиро-
ванная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИ-
ИС КУЭ расширение Владимирского филиала ОАО «ТГК-6» Методика поверки», утвержден-
ному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 22.11.2013 г.
Основные средства поверки:
·
для трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформа-
торы тока. Методика поверки»;
·
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Из-
мерительные трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на месте
эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения
35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного де-
лителя»;
·
для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М – в соответст-
вии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2, являющейся приложени-
ем к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
·
для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии
с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руково-
дству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ;
·
для устройства сбора и передачи данных Сикон С70 – в соответствии с методикой
поверки ВЛСТ 220.00.000 И1;
·
для устройства сбора и передачи данных Сикон С1 – в соответствии с методикой
поверки ВЛСТ 166.00.000 РЭ;
·
для устройства синхронизации времени УСВ-2– в соответствии с методикой trial-ки
ВЛСТ 237.00.001 И1;
·
средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки
трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения
цепей»;
·
средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
·
радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измере-
ний № 27008-04;
·
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчи-
ками системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;
·
термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений описан в методике измерений ИЭН 1979РД-13.01.МИ, утвержденной
и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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.
Лист № 15
Всего листов 15
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения.
ГОСТ Р 52322-2005 (МЭК 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной
энергии классов точности 1 и 2.
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.
ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Заявитель:
Открытое акционерное общество «Ивэлектроналадка».
Юридический адрес: 153002, г. Иваново, ул. Калинина, д. 5.
Почтовый адрес: 153032, г. Иваново, ул. Ташкентская, д. 90
e-mail:
, тел/факс: (4932) 230-230.
Изготовитель:
Открытое акционерное общество «Ивэлектроналадка».
Юридический адрес: 153002, г. Иваново, ул. Калинина, д. 5.
Почтовый адрес: 153032, г. Иваново, ул. Ташкентская, д. 90
e-mail:
, тел/факс: (4932) 230-230.
Испытательный центр:
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»,
424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, 3
тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30118-11 от 08.08.2011 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«___»________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.