Приложение к свидетельству № 74198
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «РЭСК»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «РЭСК» предназначена для измерений активной и
реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные
интервалы времени отдельными технологическими объектами Рязанской области и другими
потребителями ПАО «РЭСК», сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов
и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики
активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические
средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-
приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации
локальнойвычислительнойсетииразграниченияправдоступакинформации,
автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО)
«Пирамида 2000».
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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
усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за
период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится
вычисление полной мощности за период. 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 поступает на верхний, второй уровень системы, на
котором, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление
электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение
измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов,
отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации – участники
оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и
смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в
соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового
рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с
использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния
средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы.
Лист № 2
Всего листов 12
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от АИИС КУЭ
Филиала «Рязаньэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» и других смежных АИИС КУЭ,
зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений.
АИИСКУЭимеетсистемуобеспеченияединоговремени(СОЕВ).СОЕВ
предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях
системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу
времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам навигационной
системы GPS, получаемым от встроенного GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ
осуществляется во время сеанса связи с УССВ. Сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию
собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ при любом расхождении часов сервера
АИИС КУЭ с часами УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ
осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При любом отклонении шкалы времени
счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени
счетчика.
Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты,
секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были
скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера
АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от
непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации
ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью
пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню –
«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в
таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
1
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Наименование программного модуля ПО
Цифровой идентификатор ПО
Наименование программного модуля ПО
Цифровой идентификатор ПО
Наименование программного модуля ПО
Цифровой идентификатор ПО
Наименование программного модуля ПО
Цифровой идентификатор ПО
Наименование программного модуля ПО
Цифровой идентификатор ПО
Значение
2
«Пирамида 2000»
не ниже 3.0
CalcClients.dll
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
CalcLeakage.dll
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
CalcLosses.dll
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Metrology.dll
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
ParseBin.dll
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Лист № 3
Всего листов 12
Продолжение таблицы 1
1
Наименование программного модуля ПО
Цифровой идентификатор ПО
Наименование программного модуля ПО
Цифровой идентификатор ПО
Наименование программного модуля ПО
Цифровой идентификатор ПО
Наименование программного модуля ПО
Цифровой идентификатор ПО
Наименование программного модуля ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисленияцифрового идентификатора
2
ParseIEC.dll
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
ParseModbus.dll
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
ParsePiramida.dll
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
SynchroNSI.dll
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
VerifyTime.dll
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
MD5
Лист № 4
Всего листов 12
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4.
ТТ
ТН
Счетчик
1
ПС 110 кВ Цементная 1Т; РУ-6 кВ,
1 сш-6 кВ, яч. № 15, Ввод 1 6 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
2
ПС 110 кВ Цементная 1Т; РУ-6 кВ,
2 сш-6 кВ, яч. № 8, Ввод 2 6 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
3
ПС 110 кВ Цементная 2Т; РУ-6 кВ, 3
сш-6 кВ, яч. № 31, Ввод 1 6 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
4
ПС 110 кВ Цементная 2Т; РУ-6 кВ,
4 сш-6 кВ, яч. № 24, Ввод 2 6 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
5
ПС 110 кВ Цементная, РУ-6 кВ,
2 сш-6 кВ, яч. № 12, Ф. 6 кВ № 12
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
6
ПС 110 кВ Цементная, РУ-6 кВ,
4 сш-6 кВ, яч. № 38, Ф. 6 кВ № 38
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
ИК
Номер
Наименование ИК
Вид
УССВ/
С
ервер
электрической
энергии и
12
5
мощности
67
3
ТПШФ
2000/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 519-50
ТПШФ
2000/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 519-50
ТПШФ
2000/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 519-50
ТПШФ
2000/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 519-50
ТЛМ-10
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 2473-05
ТВЛМ-10
600/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 1856-63
4
НТМИ
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 831-53
НТМИ
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 831-53
НТМИ
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 831-53
НТМИ
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 831-53
НТМИ
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 831-53
НТМИ
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 831-53
УССВ:активная
УСВ-1
Рег. № 28716-05реактивная
Сервер:активная
Supermicro
X9DRL-3F/iFреактивная
Лист № 5
Всего листов 12
7
ПС 110 кВ Цементная, РУ-6 кВ,
3 сш 6 кВ, яч. № 27, Ф.6 кВ № 27
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
8
ПС 6 кВ № 9, РУ-6 кВ, 1 сш 6 кВ,
яч. № 17, КЛ 6 кВ Ввод 2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
9
ПС 6 кВ № 9, РУ-6 кВ, 1 сш 6 кВ,
яч. № 29, КЛ 6 кВ Ввод 1
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
10
ПС 6 кВ № 9, РУ-6 кВ, 2 сш 6 кВ,
яч. № 2/3
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
11
ПС 6 кВ № 13 Мелзавод, РУ-6 кВ,
1 сш 6 кВ, яч. № 5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
12
ПС 6 кВ № 13 Мелзавод, РУ-6 кВ,
1 сш 6 кВ, яч. № 13, КЛ 6 кВ Ввод 1
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
УССВ:
УСВ-1
Рег. № 28716-05
Сервер:
Supermicro
X9DRL-3F/iF
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
5
6
7
13ЯКНО № 2, КЛ 6 кВ Ввод 2
3
ТПОФ
600/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 518-50
ТЛМ-10
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 2473-05
ТЛМ-10
100/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 2473-05
ТЛМ-10
400/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 2473-05
ТОЛ-10
600/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 7069-07
ТОЛ-10
400/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 38395-08
ТОЛ10
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 7069-02
4
НТМИ
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 831-53
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 2611-70
НТМИ
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 831-53
НАМИ-10
6000/100
Кл. т. 0,2
Рег. № 11094-87
НАМИ-10
6000/100
Кл. т. 0,2
Рег. № 11094-87
ЗНОЛ-СВЭЛ
6000/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 42661-09
Лист № 6
Всего листов 12
14
ПС 6 кВ № 5, РУ-6 кВ, 2 сш 6 кВ,
яч. № 0, КЛ 6 кВ Ввод 1
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
15
ПС 6 кВ № 5, РУ-6 кВ, 3 сш 6 кВ,
яч. № 22, КЛ 6 кВ Ввод 2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
16
ПС 35 кВ Глинокарьер, РУ-6 кВ,
1 сш 6 кВ, яч. № 4, Ввод Т1 6 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
17
ПС 35 кВ Глинокарьер, РУ-6 кВ,
2 сш 6 кВ, яч. № 8, Ввод Т2 6 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
19
ПС 35 кВ Глинокарьер, РУ-6 кВ,
2 сш 6 кВ, яч. № 9, ВЛ 6 кВ В/Ч
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
20
ПС 35 кВ Глинокарьер, РУ-6 кВ,
2 сш 6 кВ, яч. № 7, ВЛ2 6 кВ Ал. поле
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
УССВ:
УСВ-1
Рег. № 28716-05
Сервер:
Supermicro
X9DRL-3F/iF
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
5
6
7
ПС 35 кВ Глинокарьер, РУ-6 кВ,
181 сш № 6 кВ, яч. № 1, ВЛ1 6 кВ Ал.
Поле
3
ТВЛМ-10
100/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 1856-63
ТВЛМ-10
100/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 1856-63
ТОЛ10
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 7069-02
ТВЛМ-10
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 1856-63
ТПЛ-10
200/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 1276-59
ТОЛ10
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 7069-02
ТЛМ-10
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 2473-05
4
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 2611-70
Лист № 7
Всего листов 12
150/5
Кл. т. 0,5
6000/100
Кл. т. 0,2
22
600/5
Кл. т. 0,5S
НТМИ
Кл. т. 0,5
Кл. т. 0,5S/1,0
23
ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
НТМИ
Кл. т. 0,5
Кл. т. 0,5S/1,0
УСВ-1
Сервер:
Продолжение таблицы 2
1234567
ТЛМ-10 НАМИ-10
СЭТ-4ТМ.03М активная
21ЯКНО № 1Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 2473-05Рег. № 11094-87
Рег. № 36697-08УССВ:реактивная
ПС 110/6 кВ Печатная, ЗРУ-6 кВ,
ТЛО-10
6000/100
СЭТ-4ТМ.03М.01
Рег. № 28716-05
ак
т
ивная
КЛ 6 кВ ф. № 28
Рег. № 25433-03Рег. № 831-53
Рег. № 36697-08
Supermicro
реак
т
ивная
ПС 110/6 кВ Печатная, ЗРУ-6 кВ, 600/5 6000/100
СЭТ-4ТМ.03М.01
X9DRL-3F/iF
ак
т
ивная
КЛ 6 кВ ф. № 31
Рег. № 25433-03Рег. № 831-53
Рег. № 36697-08реактивная
П р и м е ч а н и я
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4
метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 8
Всего листов 12
22; 23
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5S)
(
)
(
)
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия и мощность)
Метрологические характеристики ИК
Границы основной Границы относительной
относительной погрешности измерений
Номер ИКДиапазон тока
погрешностив рабочих условиях
измерений,
±d
, % эксплуатации,
±d
, %
cos φ = cos φ =
1,0 0,8
cos φ = cos φ =
0,5 1,0
cos φ = cos φ =
0,8 0,5
1 - 10; 13 - 20
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,2S)
11; 12; 21
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Счетчик 0,2S)
I
1ном
£
I
1
£
1,2I
1ном
0,2I
1ном
£
I
1
<
I
1ном
0,05I
1ном
£
I
1
<
0,2I
1ном
I
1ном
£
I
1
£
1,2I
1ном
0,2I
1ном
£
I
1
<
I
1ном
0,05I
1ном
£
I
1
<
0,2I
1ном
I
1ном
£
I
1
£
1,2I
1ном
0,2I
1ном
£
I
1
<
I
1ном
0,05I
1ном
£
I
1
<
0,2I
1ном
0,01I
1ном
£
I
1
<
0,05I
1ном
0,91,2
1,11,6
1,82,8
0,71,1
0,91,5
1,72,8
1,01,4
1,01,4
1,21,7
2,13,0
2,21,1
2,91,2
5,41,9
1,90,9
2,71,1
5,31,8
2,31,7
2,31,7
3,01,8
5,52,7
1,52,3
1,83,0
2,95,5
1,32,1
1,72,8
2,95,3
2,22,9
2,22,9
2,43,5
3,55,8
П р и м е ч а н и я
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней
мощности (получасовой).
2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до
плюс 40 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р
=
0,95.
измерений,
(
)
±d
, %
погрешности измерений
(
)
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и
мощность)
Метрологические характеристики ИК
Грани
ц
ы о
т
нос
и
тель
н
ой
Границы относительной
Но
м
ер
И
КДиапа
з
он
т
о
ка
основной погрешности
в рабоч
и
х условиях
эксплуатации,
±d
, %
cos φ = 0,8
3
1,9
cos φ = 0,5
4
1,2
cos φ = 0,8
5
2,6
cos φ = 0,5
6
2,1
1
1 - 10; 13 - 20
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,5)
11; 12; 21
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Счетчик 0,5)
2
I
1ном
£
I
1
£
1,2I
1ном
0,2I
1ном
£
I
1
<
I
1ном
0,05I
1ном
£
I
1
<
0,2I
1ном
I
1ном
£
I
1
£
1,2I
1ном
0,2I
1ном
£
I
1
<
I
1ном
0,05I
1ном
£
I
1
<
0,2I
1ном
2,4
4,3
1,6
2,3
4,3
1,5
2,5
1,1
1,4
2,5
3,0
4,7
2,4
2,9
4,6
2,3
3,1
2,1
2,2
3,0
Лист № 9
Всего листов 12
Продолжение таблицы 4
123456
I
1ном
£
I
1
£
1,2I
1ном
2,1 1,5 4,0 3,8
0,2I
1ном
£
I
1
<
I
1ном
2,1 1,5 4,0
3,8
22; 23
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
0,05I
1ном
£
I
1
<
0,2I
1ном
2,6 1,8 4,3 3,9
0,02I
1ном
£
I
1
<
0,05I
1ном
4,6 3,0 5,8 4,5
П р и м е ч а н и я
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней
мощности (получасовой).
2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 0,8; 0,5 инд. и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до
плюс 40 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р
=
0,95.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
140000
3
70000
1
Значение
2
23
от 99 до101
от 1 до 120
от 49,85 до 50,15
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от +21 до +25
от 90 до 110
от 1 до 120
от 49,5 до 50,5
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -45 до +40
от 0 до +40
0,5
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
j
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
j
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
35000
2
Лист № 10
Всего листов 12
Продолжение таблицы 5
12
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее 113
- при отключении питания, лет, не менее 10
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее 3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с ±5
источника
передаче,
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью
бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера (серверного шкафа);
-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,
параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Лист № 11
Всего листов 12
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
СЭТ-4ТМ.03М
21
СЭТ-4ТМ.03М.01
2
Обозначение
ТПШФ
ТЛМ-10
ТВЛМ-10
ТПОФ
ТОЛ-10 (Рег. № 7069-07)
ТОЛ-10 (Рег. № 38395-08)
ТОЛ10
ТПЛ-10
ТЛО-10
НТМИ
НТМИ-6-66
НАМИ-10
ЗНОЛ-СВЭЛ
Количество, шт.
12
12
8
2
2
2
6
2
4
7
4
2
3
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии трехфазный
многофункциональный
Счетчик электрической энергии трехфазный
многофункциональный
Устройство синхронизации времени
Сервер
Программное обеспечение
Методика поверки
Формуляр
УСВ-1
Supermicro X9DRL-3F/iF
«Пирамида 2000»
МП 5-2019
АСВЭ 210.00.000 ФО
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 5-2019 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «РЭСК».
Методика поверки», утвержденному ООО «АСЭ» 14.03.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений,
входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (Рег. № 46656-11);
- термогигрометр Ива-6 (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и
(или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электрической энергии ПАО «РЭСК» и системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «РЭСК» (АО «АКОМ»)»,
аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.
Лист № 12
Всего листов 12
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектрическойэнергии
(АИИС КУЭ) ПАО «РЭСК»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностью«Автоматизированныесистемыв
энергетике» (ООО «АСЭ»)
ИНН 3329074523
Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А
Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д. 15
Телефон: (4922) 60-43-42
Web-сайт: autosysen.ru
E-mail:
info@autosysen.ru
Испытательный центр
Обществосограниченнойответственностью«Автоматизированныесистемыв
энергетике»
Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А
Телефон: (4922) 60-43-42
Web-сайт: autosysen.ru
E-mail:
info@autosysen.ru
Аттестат аккредитации ООО «АСЭ» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru