Untitled document

Приложение к свидетельству № 57585

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК

Волги» - «Самарские распределительные сети»

Назначение средства измерений

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета

электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - «Самарские

распределительные сети» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и

реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени

отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной

информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих

расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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);

автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных,

отвечающейтребованиюповышеннойзащищенностиотпотериинформации

(резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие

места (АРМы);

предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов

и средств измерений со стороны сервера организаций–участников оптового рынка

электроэнергии;

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).

1-ый уровень системы - информационно-измерительные комплексы (далее ИИК) включает в

себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5; 0,5S по ГОСТ 7746 – 2001,

трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 -2001, счетчики активной и

реактивной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР № 36355-07 , по

ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии иГОСТ 31819.23-2012 при

измерении реактивной электроэнергии по каждому присоединению (измерительному каналу),

указанных в таблице 2 (41 точка измерения).

2-ой уровень - (ИВКЭ)- представляет собой устройство сбора и передачи данных на

базе ЭКОМ-3000 Зав. №10124125– 1 шт. № ГР №17079-09 со встроенным модулем

синхронизации времени GРS.

3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК),

который включает в себя сервер базы данных (далее – сервер БД) типа HP ProLiant DL380G7; 6

сотовых модемов стандарта GSM 900/1800 Siemens MC35, 2 модема/роутера IRZ Ruh router,

локально-вычислительную сеть, систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе

устройства синхронизации времени УСВ-3(ГР№ 51644-12), программное обеспечение ПО

Лист № 2

Всего листов 10

ПТК «Энергосфера»-многопользовательская (далее-ПО),коммуникационное оборудование

для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, GSM-модемы Siemens MC-35i),

устройство бесперебойного питания сервера (UPS).

Первичные фазные токи и напряжения преообразуются 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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за

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 при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной

информации, ее накоплениеи передача накопленных данныхпо проводным линиям на

верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также

отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка

измерительнойинформации,вчастности,формированиеихранениепоступающей

информации, оформление справочных и отчетных документов.

Данные об энергопотреблении с УСПД ЭКОМ - 3000 (основной канал) на сервер ОАО «МРСК

Волги» осуществляются по интерфейсу Ethernet в общей корпоративной сети передачи данных

ОАО «МРСК Волги» .

Передача информации в организации – участникам оптового и розничного рынков

электроэнергии осуществляется от сервера баз данных через Интернет-провайдера.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ использовано программное обеспечение ПК «ЭНЕРГОСФЕРА»

Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице№1.

Таблица№1

Идентификационные данные (признаки)Значения

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

ПК «ЭНЕРГОСФЕРА»

ПО «Сервер опроса»

7.0.50.4307

Цифровой идентификатор ПО1736ee4e1cfec966e6827018c848c2cd

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО md5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-

ний по МИ 3286-2010 - А

На метрологические характеристикимодулявычисленийУСПД оказываютвлияние

пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений

считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую

электроэнергию, мощность). Пересчётные коэффициенты задаются при конфигурировании

УСПД и записываются в его флэш-память.

Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения

доступа паролем и опломбированием УСПД .

Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его

действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на

основе устройства синхронизации времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от

Вид эл.энергии

Погрешность в

рабочих усло-

виях, ±%

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.1 фид.1

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124874

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.1 фид.2

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124837

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.1 фид.3

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124802

ТП 810 РУ 0,4

кВ пан.1 фид.4

ТП 810 РУ 0,4

кВ пан.2 фид.5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124823

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.2 фид.6

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124768

Акт

ив

ная

Лист № 3

Всего листов 10

спутников глобальной системы позиционирования (GPS) установленного на уровне ИВК. Часы

сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем УСВ-3, корректировка часов севера АИИС

КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и УСВ-3 на ±0,1 с. На уровне ИВКЭ

синхронизация времени осуществляется встроенным в УСПД GPS-приёмником, корректировка

часов УСПД выполняется при расхождении часов УСПД и GPS-приёмника на ±0,1 с , Сверка

показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами УСПД происходит при каждом опросе, при

расхождении часов УСПД с часами счетчиков на ±1 с выполняется их корректировка, но не

чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с в сутки.

Метрологические и технические характеристики

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием

непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов

точности средств измерений представлен в таблице № 2

Таблица№2

Состав измерительного канала

Метрологи-

ческие харак-

теристики ИК

Номер точки измерений и

наименование объекта

ТТТНСчетчик

УСПД

Основная пог-

решность, ±%

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124830

1,1 3,2

1,8 5,4

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2009596

ф.В зав.№2010228-

ф.С зав.№2009615

300/5 , КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2101465

ф.В зав.№2101520-

ф.С зав.№2101471

100/5, КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2005383

ф.В зав.№2005444-

ф.С зав.№2005417

400/5 , КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2094886

ф.В зав.№2093821-

ф.С зав.№2093805

200/5,КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2109732

ф.В зав.№2109712

ф.С зав.№2110220

300/5 , КТ 0,5

1,1 3,2

1,8 5,4

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2094341

ф.В зав.№2095602-

ф.С зав.№2094320

100/5, КТ 0,5

ЭКОМ 3000 зав№ 10124125

Реак

тивн

ая

1,1 3,2

1,8 5,4

Лист № 4

Всего листов 10

Вид эл.энергии

Погрешность в

рабочих усло-

виях, ±%

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.2 фид.7

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121424

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.2 фид.8

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121502

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.3 ввод 1

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121524

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.4 фид.9

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121537

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.4 фид.10

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121487

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.4 фид.11

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121531

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.4 фид.12

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121668

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.5 фид.13

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.5 фид.14

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121619

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.5 фид.15

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121712

Состав измерительного канала

Метрологи-

ческие харак-

теристики ИК

Наименование объекта и

номер точки измерений

ТТТНСчетчик

УСПД

Основная пог-

решность,± %

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121517

1,1 3,2

1,8 5,4

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2010394

ф.В зав.№2010318

ф.С зав.№2010385

400/5,КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2101465

ф.В зав.№2101520

ф.С зав.№2101471

200/5, КТ 0,5

ТШЛ-0,66

ф.А зав.№595

ф.В зав.№594

ф.С зав.№590

2500/5,КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№1100657

ф.В зав.№1100650

ф.С зав.№1100690

400/5 ,КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2093807

ф.В зав.№2094879

ф.С зав.№2094875

200/5 , КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2005378

ф.В зав.№2005436

ф.С зав.№2005424

400/5 ,КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2093760

ф.В зав.№2093083

ф.С зав.№2093749

200/5 , КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№20110386

ф.В зав.№2109724

ф.С зав.№2110240

300/5, КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2094342

ф.В зав.№2094513

ф.С зав.№2095588

100/5, КТ 0,5

1,1 3,2

1,8 5,4

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2109320

ф.В зав.№2070755

ф.С зав.№2109701

300/5 , КТ 0,5

ЭКОМ 3000 зав№ 10124125

Акт

ивна

Реак

тивн

ая

1,1 3,2

1,8 5,4

Погрешность в

рабочих усло-

виях, ±%

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.5 фид.16

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121654

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.8 ввод 2

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121530

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.9 фид.17

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

610120350

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.9 фид.18

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124900

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.9 фид.19

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124838

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.9 фид.20

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124812

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.9 фид.21

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124816

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.10 фид.22

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121459

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.10 фид.23

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611124798

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.10 фид.24

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121626

Состав измерительного канала

Лист № 5

Всего листов 10

Метрологи-

ческие харак-

теристики ИК

Наименование объекта и

номер точки измерений

ТТТНСчетчик

УСПД

Вид эл.энергии

Основная пог-

решность, ±%

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2095594

ф.В зав.№2095598-

ф.С зав.№2094397

100/5, КТ 0,5

ТШЛ-0,66

ф.А зав.№591

ф.В зав.№592-

ф.С зав.№593

2500/5 , КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2110188

ф.В зав.№2110166-

ф.С зав.№2110222

300/5, КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2095902

ф.В зав.№2095895-

ф.С зав.№2095584

100/5, КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2018499

ф.В зав.№2018902-

ф.С зав.№2019363

400/5, КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2093755

ф.В зав.№2090735-

ф.С зав.№2093740

200/5, КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А.№2104621

ф.В зав.№2084259-

ф.С зав.№2110362

300/5 ,КТ 0,5

1,1 3,2

1,8 5,4

ф.А ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2095538

ф.В зав.№2095616-

ф.С зав.№2095603

100/5 , КТ 0,5

1,1 3,2

1,8 5,4

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2011176

ф.В зав.№2011121-

ф.С зав.№2011687

400/5 , КТ 0,5

1,1 3,2

1,8 5,4

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2088362

ф.В зав.№2088452-

ф.С зав.№2088329

200/5, КТ 0,5

ЭКОМ 3000 зав№ 10124125

1,13,2

Акт

1,85,4

ивна

Реак

тивн

1,13,2

ая

1,85,4

1,1 3,2

1,8 5,4

Погрешность в

рабочих усло-

виях, ±%

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.11 фид.25

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121494

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.11 фид.26

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121473

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.11 фид.27

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121510

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.11 фид.28

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121403

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.12 фид.29

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121466

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.12 фид.30

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121382

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.12 фид.31

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121375

ТП 810 РУ 0,4 кВ

пан.12 фид.32

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0611121544

ТП 810 РУ 0,4 кВ

ШСН

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2101837

ф.В зав.№2102367

ф. зав.№2101711

200/5 , КТ 0,5

ТП-810 РУ 6 кВ Ввод

1 яч.3

НАМИТ-10-6

зав.№363312000002

6000/100

КТ 0,5

Состав измерительного канала

Лист № 6

Всего листов 10

Метрологи-

ческие харак-

теристики ИК

Наименование объекта и

номер точки измерений

ТТТНСчетчик

УСПД

Вид эл.энергии

Основная пог-

решность, ±%

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

1,1 3,2

1,8 5,4

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2005999

ф.В зав.№2005431-

ф.С зав.№2005335

400/5, КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2095789

ф.В зав.№2095839-

ф.С зав.№2095816

200/5 , КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2005384

ф.В зав.№2005445-

ф.С зав.№2005992

400/5 , КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2094821

ф.В зав.№2094881-

ф.С зав.№2094874

200/5 , КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2050504

ф.В зав.№2050505-

ф.С зав.№2050410

300/5 , КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2093350

ф.В зав.№2095627-

ф.С зав.№2095634

100/5 , КТ 0,5

ТШП-0,66-5

ф.А зав.№2034917

ф.В зав.№2033838-

ф.С зав.№2033829

300/5, КТ 0,5

ТОП-0,66-5

ф.А зав.№2096285

ф.В зав.№2096290-

ф.С зав.№2095900

100/5, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0 1,1 3,2

зав.№ 1,8 5,4

0610120302

ТОЛ-СЭЩ-10

ф.А зав.№45178-12

ф.В зав.№45191-12

ф.С зав.№45269-12

400/5 ,КТ 0,5S

ЭКОМ 3000 зав№ 10124125

Акт

1,13,2

ив

1,85,4

ная

Реак

тив

ная

1,1 3,2

1,8 5,4

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0 1,3 3,3

зав.№ 2,1 6,7

0607122065

Лист № 7

Всего листов 10

Вид эл.энергии

Погрешность в

рабочих усло-

виях, ±%

ТП-810 РУ 6 кВ Ввод

2 яч.4

НАМИТ-10-6

зав.№363312000001

6000/100

КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0607122043

ТП-810 РУ 6 кВ Т2

яч.6

НАМИТ-10-6

зав.№363312000001

6000/100

КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0607122196

ТП--810 РУ 6 кВ

Ввод 3 от ТП-13 яч.9

НАМИТ-10-6

зав.№363312000002

6000/100

КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0606121176

ТП-810 РУ 6 кВ Ввод

4 от ТП-13 яч.10

НАМИТ-10-6

зав.№363312000001

6000/100

КТ 0,5

ТП-810 РУ 6 кВ Т1

яч.5

НАМИТ-10-6

зав.№363312000002

6000/100

КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

607122114

Состав измерительного канала

Метрологи-

ческие харак-

теристики ИК

Наименование объекта и

номер точки измерений

ТТТНСчетчик

УСПД

Основная пог-

решность, ±%

1,3 3,3

2,1 6,7

1,3 3,3

2,1 6,7

1,3 3,3

2,1 6,7

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1,0

зав.№

0607122255

1,3 3,3

2,1 6,7

ТОЛ-СЭЩ-10

зав.№46291-08

ф.В зав.№45439-12

ф.С зав.№45192-12

400/5 , КТ 0,5S

ТОЛ-СЭЩ-10

ф.А зав.№44969-12

ф.В зав.№45203-12

ф.С зав.№44348-12

200/5 , КТ 0,5S

ТОЛ-СЭЩ-10

ф.А зав.№45190-12

ф.В зав.№45177-12

ф.С зав.№45267-12

300/5,КТ 0,5S

ТОЛ-СЭЩ-10

ф.А зав.№45179-12

ф.В зав.№45268-12

ф.С зав.№45271-12

300/5 , КТ 0,5S

ТОЛ-СЭЩ-10

ф.А зав.№44968-12

ф.В зав.№45045-12

ф.С зав.№44104-12,

200/5 КТ 0,5S

ЭКОМ 3000 зав№ 10124125

Акт

ив

ная

Реак

тив

ная

1,3 3,0

2,1 6,7

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности

(получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98÷1,02) Uном; ток (0,05÷1,2)Iном, для ИК № 1-35, ток

(0,01÷1,2)Iном, для ИК № 36-41,cos φ = 0,9 инд.;

4. Рабочие условия:

параметры сети для ИК: напряжение (0,9÷1,1) Uном; сила тока (0,05÷1,2) Iном (для ИК № 1-35),

сила тока (0,01÷1,2) Iном (для ИК № 36-41); 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк.;

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и

напряжения от минус 40 °С до + 50 °С, для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °С до +60 °С;

для УСПД ЭКОМ-3000 от 0°С до плюс 50°С, для сервера от +10 °С до + 35 °С;

5 Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 Iном, (для ИК № 1-35); для I = 0,01 Iном,

(для ИК № 36-41), cos φ = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения

счетчиков электроэнергии от -10 до +35°С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001;

счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения

активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии

по каждому присоединению (измерительному каналу).

Лист № 8

Всего листов 10

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ОАО "МРСК Волги" порядке. После

замены требуется переоформление описания типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

Электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М

-среднее время наработки на отказ не менее Тср =140000 часов,

-средний срок службы – не менее 30 лет

сервер

среднее время наработки на отказ не менее Тср = 107300 ч,

коэффициент готовности не менее-0,99,

среднее время восстановления работоспособности не более tв = 0,5 ч;

трансформатор тока (напряжения)

- среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 400 000 ч,

- среднее время восстановления работоспособности не более t

= 2 ч;

УСПД (ЭКОМ- 3000)

- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =75000 ч,

- время восстановления работоспособности не более t

= 2 ч;

УСВ-3

- среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 35 000 ч,

- время восстановления работоспособности не более t

= 2 ч;

Надежность системных решений:

резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в

организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени;

в журнале УСПД:

параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

-УСПД;

- сервера;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

- установка пароля на счётчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер;

Глубина хранения информации:

электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М – глубина хранения каждого массива при времени

интегрирования30 минут составляет 85 дней; при отключений питания не менее 1 года;

Лист № 9

Всего листов 10

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при

отключении питания - не менее 3,5 лет;

-УСПД ЭКОМ-3000 – суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу

учета за сутки – не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания – не

менее 10 лет;

сервер БД – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – за весь срок

эксплуатации системы

титульные листы

ПО филиала ОАО

эксплуатационной

«МРСК Волги» -

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на

документации АИИС КУЭ ТП 810 Самарского

«Самарские распределительные сети».

Комплектность средств измерений

Комплектность АИИС КУЭ ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» -

«Самарские распределительные сети».

приведена в таблице№3.

Таблица№3

Наименование компонента системы

Кол-во

(шт.)

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М , КТ 0,5S/1,0 41

Трансформатор тока ТШП-0,66-5, КТ 0,5 48

Трансформатор тока ТОП-0,66-5, КТ 0,5 51

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10, КТ 0,5S 18

Трансформатор тока ТШЛ-0,66 6

Трансформатор напряжения 3НОЛ-СЭЩ-35-IV , КТ 0,5

УСПД ЭКОМ-3000

УСВ-3 1

Сервер сбора данных и базы данных HP ProLiant DL380G70

АРМ (автоматизированное рабочее место)1

ФО 4222-04-6316109767-20141

МП 4222-04-6316109767-20141

Поверка

осуществляется в соответствии с документом о поверке МП 4222-04-6316109767-2014

«Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета

электрической энергии ТП 810 Самарского ПО ОАО «МРСК Волги» - «Самарские

распределительные сети», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 28 октября 2014г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-1988;

- счётчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. в соответствии с методикой поверки,

являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146 РЭ. МП.

Методикаповерки.ИЛГШ.411152.146РЭ1.Счетчикиэлектрическойэнергии

многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М, согласованная ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский

ЦСМ»20.11.2007г; СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

- УСПД ЭКОМ-3000– в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программно- технический

измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ

СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г;

Лист № 10

Всего листов 10

-устройство синхронизации времени УСВ-3 – в соответствии с документом «Инструкция.

Устройства синхронизации времени УСВ-3». Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП»,

утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.

- радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс;

Сведения о методиках (методах) измерений

Методыизмерений,которыеиспользуютсявсистемеавтоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ТП 810

Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети»

приведены в документе - «Методика (метод)измерений электрической энергиис

использованием автоматизированной информационно-измерительнойсистемы

коммерческого учёта электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК

Волги» - «Самарские распределительные сети». МВИ 4222-04-6316109767-2014. Методика

аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об

аттестации № 79/01.00181-2013/2014 от 28.10.2014 г

Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистеме

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого учёта

электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» -

«Самарские распределительные сети »

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия..

ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 31819.22-2012. 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 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования .Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (IЕС

62053-23:2003, MOD)

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

-осуществление торговли .

Изготовитель

ЗАО «ПромСвязьЭнерго»

Адрес 446202, Самарская область,

г. Новокуйбышевск, ул. Миронова, д. 31а, оф. 77

Испытательный центр:

Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и

испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»).

Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений

в целях утверждения типа № 30017-13 от 21.10.2013 г.

Заместитель Руководителя Федерального агентства

по техническому регулированию и метрологии___________ Ф.В. Булыгин

М.п."_____"_________2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru