Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Завод АО "ЧМЗ" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Завод АО "ЧМЗ" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 64820-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 559. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Телекор-Энергетика", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Завод АО "ЧМЗ" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Завод АО "ЧМЗ" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
64820-16
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Завод АО "ЧМЗ"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Телекор-Энергетика", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 559
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Завод АО «ЧМЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений количества электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки и хранения данных измерений, их регламентированной передачи смежным субъектам ОРЭМ, расчета учетных показателей, формирования отчетных документов. Результаты измерений системы могут быть использованы для финансовых расчетов и оперативного управления потреблением электроэнергии.
ОписаниеАИИС КУЭ решает следующие задачи: - автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электроэнергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода, используемое для формирования данных коммерческого учета; - формирование данных о состоянии средств измерений (ведение «Журналов событий») и данных о состоянии объектов измерений; ведение единого времени при выполнении измерений количества активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств и объектов измерений; - периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии и данных о состоянии средств и объектов измерений; - хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств и объектов измерений; - обработку, формирование и передачу результатов измерений, данных о состоянии объектов измерений в ХML - формате по электронной почте КО и внешним организациям с электронной цифровой подписью; - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне; - обеспечение по запросу КО дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений и данным о положении коммутационной аппаратуры объектов измерений на всех уровнях АИИС КУЭ. АИИС КУЭ является двухуровневой информационно-вычислительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений. 1-й уровень включает в себя измерительно-информационные комплексы (ИИК). ИИК выполняет следующие функции: - автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии; - автоматическое выполнение измерений времени в составе СОЕВ; - автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в «Журнале событий» ИИК; - хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений («Журналов событий»); - предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» ИИК со стороны ИВК. В состав ИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 и 1,0 по ГОСТ Р 52322-2005 в части активной электроэнергии, класса точности 0,5 по ИЛГШ.411152.145ТУ, класса точности 1,0 и 2,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, установленных на присоединениях, указанных в таблице 2 (84 точки измерений), вторичные цепи тока и напряжения. 2-й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК выполняет следующие функции: - периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии; - автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК и данных о состоянии объектов измерений; - хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии объектов измерений, данных о состоянии средств измерений («Журналы событий» счетчиков, сервера); - масштабирования долей именованных величин количества электроэнергии; - синхронизацию времени в ИВК и коррекцию времени в счетчиках электроэнергии; - расчеты потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки; - автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания; - формирование и передачу в ХML-формате по электронной почте КО и внешним организациям с электронной подписью результатов измерений, данных о состоянии объектов измерений; - дистанционный доступ КО к компонентам АИИС; - ведение «Журнала событий» ИВК; - хранение «журналов событий» счетчиков; - аппаратную и программную (установка паролей) защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных; - конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения ИВК; - механическая защита от несанкционированного доступа к серверу. В состав ИВК входят сервер опроса и базы данных (БД) HP Proliant DL380G9 (зав. № CZJ60605PF), автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы на базе IBM PC совместимых компьютеров, специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, аппаратура приема-передачи данных. 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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Данные со счетчиков электрической энергии автоматически, по запросу ПО «АльфаЦЕНТР», поступают в цифровом виде в сервер опроса и сервер БД, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации и пересчет данных с учетом коэффициента трансформации. Прием/передача информации со счетчиков на сервер АИИС КУЭ производится по линиям связи RS-485 и каналам связи стандарта GSM. Данные по каналам связи стандарта GSM передаются с помощью GSM/GPRS модемов на сервер АО «ЧМЗ». Кроме того, с 5 точек учета данные на сервер передаются по существующим проводным линиям связи при помощи модемов стандарта SHDSL. На жёстких дисках сервера БД осуществляется ведение журнала событий, хранение и накопление полученных от счетчиков электроэнергии информации, обеспечивается вывод и отображение данных на АРМ. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УССВ-2 (Госреестр № 54074-13), подключенное к серверу опроса, часы счетчиков. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени от источника точного времени. УССВ-2 принимает сигналы от системы спутникового времени. Коррекция времени сервера осуществляется по протоколу TSIP и происходит при расхождении времени сервера с временем эталона на величину более ±10 мс. Контроль времени в счетчиках электроэнергии происходит от сервера данных при каждом сеансе связи. Коррекция времени счетчиков производится 1 раз в сутки при расхождении со временем сервера данных на величину более ±2 с. Контроль времени в АРМ оператора производится от сервера данных при каждом сеансе связи. Коррекция времени АРМ оператора производится в случае расхождения со временем сервера данных на величину более ±2 с. СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени от источника точного времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с. Передача информации в АО «ОТЭК», ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов в форматах в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
Программное обеспечениеНа уровне регионального Центра энергоучёта используется ПО «АльфаЦЕНТР», состав и идентификационные данные указаны в таблице 1. С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР». Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) Значение
Идентификационное наименование ПО АльфаЦЕНТР: AC_SE_Стандарт
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Другие идентификационные данные, если имеются ac_metrology.dll
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО. Защита программного обеспечения обеспечивается: - механической защитой доступа к серверу; - электронной цифровой подписи; - разграничением прав доступа; - использованием ключевого носителя. Уровень защиты ПО АИИС КУЭ - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиСостав первого уровня измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИКНаименование точки измерения Состав измерительных каналов первого уровняКтт ·Ктн ·КсчВид энергииМетрологические характеристики
123456789
1ГПП-803 110/10/6 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Звездная-ГПП-803 ц.1ТТКт=0,2SАТОГФ-110 УХЛ11071132000активная реактивная0,5 1,11,9 1,7
2ГПП-803 110/10/6 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Звездная-ГПП-803 ц.2ТТКт=0,2SАТОГФ-110 УХЛ11070132000активная реактивная0,5 1,11,9 1,7
Продолжение таблицы 2
123456789
3ПС 220/35/6 кВ Глазов, РУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Глазов-ГПП-768ТТКт=0,5АТВДМ-357152-А42000активная реактивная1,1 2,35,5 2,8
4ПС 220/35/6 кВ Глазов, РУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Глазов-ГПП-710ТТКт=0,5АТВДМ-357153-А42000активная реактивная1,1 2,35,5 2,8
Продолжение таблицы 2
123456789
5ПС 220/35/6 кВ Глазов, РУ-35 кВ, 1СШ 335 кВ, КЛ-35 кВ Глазов-ТЭЦ-1ТТКт=0,5АТВДМ-358909-А42000активная реактивная1,1 2,35,5 2,8
6ПС 220/35/6 кВ Глазов, РУ-35 кВ, 2СШ 335 кВ, КЛ-35 кВ Глазов-ТЭЦ-2ТТКт=0,5АТВДМ-357274-А42000активная реактивная1,1 2,35,5 2,8
Продолжение таблицы 2
123456789
7ПС 220/35 кВ Юбилейная, РУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Юбилейная-ГПП-768ТТКт=0,5АТФНД-351686342000активная реактивная1,1 2,35,5 2,8
8ПС 220/35 кВ Юбилейная, РУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Юбилейная-ГПП-710ТТКт=0,5АТФНД-351151042000активная реактивная1,1 2,35,5 2,8
9ТЭЦ-1, ГРУ-1 6 кВ, 1 СШ, яч.9, 1Ш1ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ2161718000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
10ТЭЦ-1, ГРУ-1 6 кВ, 1 СШ, яч.17, 1Ш5ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ211484800активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
11ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 1 СШ, яч.19, 1Ш6ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ28154800активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
12ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 1 СШ, яч.21, 1Ш7ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ215377200активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
13ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 2 СШ, яч.10, 2Ш1ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ213889000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
14ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 2 СШ, яч.12, 2Ш2ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ2163218000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
15ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 2 СШ, яч.16, 2Ш4ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ2192312000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
16ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 2 СШ, яч.22, 2Ш7ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ210454800активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
17ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 3 СШ, яч.72, 3Ш5ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ2185912000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
18ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 4 СШ, яч.55, 4Ш2ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ212829000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
19ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 4 СШ, яч.57, 4Ш3ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ27624800активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
20ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 4 СШ, яч.61, 4Ш4ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ2191912000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
21ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 4 СШ, яч.63, 4Ш5ФТТКт=0,5SАТОЛ-10-IМ-3 УХЛ2159918000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
22ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.8, 5Ш1ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-4 УХЛ218059000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
23ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.6, 5Ш2ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-4 УХЛ218299000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
24ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.7, 5Ш4ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-4 УХЛ2115236000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
25ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.17, 5Ш5ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ2189312000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
26ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.12, 5Ш6ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ2193912000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
27ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.14, 5Ш7ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ27614800активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
28ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.16, 5Ш8ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-4 УХЛ2188612000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
29ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.4, 5Ш9ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ215597200активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
30ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.19, 5Ш10ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-4 УХЛ2197412000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
31ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.9, 5Ш11ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ212609000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
32ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 5 СШ, яч.2, 5Ш12ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-4 УХЛ218309000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
33ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 6 СШ, яч.27, 6Ш1ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-4 УХЛ2141636000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
34ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 6 СШ, яч.28, 6Ш2ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-2 УХЛ2115112000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
35ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 6 СШ, яч.29, 6Ш3ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ213129000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
36ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 6 СШ, яч.30, 6Ш4ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-2 УХЛ2123112000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
37ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 6 СШ, яч.33, 6Ш5ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ213099000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
38ТЭЦ-1, ГРУ-2, 6 кВ, 6 СШ, яч.34, 6Ш6ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ213139000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
39ТЭЦ-1, ГРУ-1, 6 кВ, 3 СШ, яч. 68, ф.3Ш3ФТТКт=0,5SАТПОЛ-10М-3 УХЛ245599000активная реактивная1,2 2,53,4 3,5
Продолжение таблицы 2
123456789
40ГПП-768 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 4СШ, яч.46ТТКт=0,2SАТОЛ-10-I-8 У2174933600активная реактивная1,0 1,82,4 3,3
41ПС-158 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч.4ТТКт=0,2SАТОЛ-10-I-8 У2173281200активная реактивная1,0 1,82,4 3,3
42ПС-12 6/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У32005856120активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
Продолжение таблицы 2
123456789
43ЩСУ-0,4 кВ, №158 секция №2, П-8, А-1ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У3109518380активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
44ЩСУ-0,4 кВ, №158 секция №1, П-11, А-1ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У32004324200активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
45РЩ-1 0,4 кВ, БССС ПАО "МТС"ТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
Продолжение таблицы 2
123456789
46РЩ-0,4 кВ, БССС ПАО "Мегафон"ТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
47РЩ-0,4 кВ, БССС ПАО "ВымпелКом"ТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
48РУ-10 кВ №804 от ГПП-803 корп. 804, ТП-804, В-1ТТКт=0,5АТШЛ-0,66 У3820800активная реактивная1,0 2,15,5 4,0
Продолжение таблицы 2
123456789
49РУ-10 кВ №804 от ГПП-803 корп. 804, ТП-804, В-2ТТКт=0,5АТШЛ-0,66 У3816800активная реактивная1,0 2,15,5 4,0
50РУ-10 кВ №804 от ГПП-803 ТП-123 корп. 829, ЩСУ-829, В-1ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3108687120активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
51РУ-10 кВ №804 от ГПП-803 ТП-123 корп. 829, ЩСУ-829, В-2ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3108687420активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
Продолжение таблицы 2
123456789
52РУ-10 кВ №806 от ГПП-803 ТП-801Е корп. 801, РП-1ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У3109491580активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
53РУ-10 кВ №806 от ГПП-803 ТП-801Е корп. 801, РП-2ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У3201715280активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
54ТП-14 6/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ, РП-1ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У3102657860активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
Продолжение таблицы 2
123456789
55ТП-14 6/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ, РП-2ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У3109519280активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
56ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т-1ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У32004314200активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
57ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т-2ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У32007430200активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
Продолжение таблицы 2
123456789
58ПС-502 6/0,4 кВ, ЩУ-0,4 кВ, ф.19ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У3202209280активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
59ТП-745Ж 6/0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ, РУ корп. №470 (СПЧ №2)ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У3201024840активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
60АВР-1 0,4 кВ Корпуса №31 (пож.депо) СПЧ-1 на РУПИТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
Продолжение таблицы 2
123456789
61РП-0,4 кВ Корпуса №31 (пож.депо), СПЧ-1 силовое освещениеТТКт=0,5SАТШП-0,66 У3201221040активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
62ВРУ-0,4 кВ админ.здания с учебной башней СПЧ-1ТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
63ЩСУ-0,4 кВ №158 секция №2, П-1, РП-4 0,4 кВ, ЩУ-0,4 кВ, А-2ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3109730910активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
Продолжение таблицы 2
123456789
64ЩСУ-0,4 кВ №158 секция №2, П-1, РП-4 0,4 кВ, ЩУ-0,4 кВ, А-3ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3109829610активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
65ТП-25 6/0,4 кВ, Т-2, ЩСР-0,4 кВ, Сборка 11м гр.2, ф. "Гаражи" (блок №2)ТТКт=0,5АТОП-0,66 У3108650520активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
66Щит 0,4 кВ г/к "Калибри"ТТКт=0,5SАТШП-0,66 У3108834140активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
Продолжение таблицы 2
123456789
67РУ-0,4 кВ, корп.83, ПП-7, гр.8ТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
68РП-2 0,4 кВ, корп.1050А, гр.3 КЛ-0,4 кВ к гаражу Сандалова М.Н.ТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
69РП-2 0,4 кВ, корп.1050А, гр.3 КЛ-0,4 кВ к блоку №3 гаражного участка №24ТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
Продолжение таблицы 2
123456789
70ЩСУ-0,4 кВ №158 секция №1, П-12, Р-1, ЩУ-0,4 кВ, А-2ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3200389610активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
71ЩСУ-0,4 кВ №158 секция №1, П-12, Р-1, ЩУ-0,4 кВ, А-3ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3200289210активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
72ЩСУ-0,4 кВ №158 секция №2, П-1, РП-4 0,4 кВ, ЩУ-0,4 кВ, А-1ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3200192110активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
Продолжение таблицы 2
123456789
73ЩСУ-0,4 кВ №158 секция №1, П-12, Р-1, ЩУ-0,4 кВ, А-4ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3109830610активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
74ЩСУ-0,4 кВ №158 секция №1, П-12, Р-1, ЩУ-0,4 кВ, А-1ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3506470020активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
75ЩСУ-0,4 кВ №158 секция №2, П-6, ЩУ-0,4 кВ, А-1ТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
Продолжение таблицы 2
123456789
76ЩСУ-0,4 кВ №158 секция №2, П-7, Р-2, А-2ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3506478620активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
77ЩСУ-0,4 кВ №158 секция №2, П-6, Р-2, А-2ТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3107548110активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
78Щит 0,4 кВ гаражного кооперативаТТКт=0,5SАТОП-0,66 У3201093540активная реактивная1,0 2,13,2 3,4
Продолжение таблицы 2
123456789
79ТП-775 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, корп.775Б, 4ПП 0,4 кВТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
80щит 0,4 кВ уличного освещения от РП-1 0,4 кВ гр.2ТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
81ВРУ-0,4 кВ, ЩУ-1 0,4 кВ, БССС ПАО "МТС"ТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
Окончание таблицы 2
123456789
82РУ-10 кВ №804 от ГПП-803 Т-1/804 ТП-804 Щит уличного освещенияТТА--1активная реактивная1,1 2,22,6 5,5
83ТП-31, РУ-6 кВ, яч.5, КЛ-6 кВ Л-31/32-2ТТКт=0,5SАТПОЛ-10 У350701200активная реактивная1,1 2,33,0 2,0
84ТП-31, РУ-6 кВ, яч.11, КЛ-6 кВ Л-31/32-1ТТКт=0,5SАТПОЛ-10 У347201200активная реактивная1,1 2,33,0 2,0
Примечания к таблице 2: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95. 3 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) Uн; ток (от 1,0 до 1,2) Iн; cos( = 0,87 инд.; температура окружающей среды: (23±2) °С; 4 Рабочие условия эксплуатации: Для ТТ и ТН: - параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Uн1; диапазон силы певичного тока (от 0,01 (0,05) до 1,2) Iн1; коэффициент мощности от cosφ (sinφ) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц; - температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С; - относительная влажность воздуха 98 % при 25 °С; - атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа. Для счётчиков электрической энергии: - параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Uн1; диапазон силы первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц; - магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл; - температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С для счётчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М; - температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 55 °С для счётчиков электрической энергии типа Меркурий 230; - температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 45 °С для счётчиков электрической энергии типа Меркурий 203; - температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 75 °С для счётчиков электрической энергии типа Меркурий 234; - температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С для счётчиков электрической энергии типа ПСЧ-3АРT.09; - относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С; - атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа. Для аппаратуры передачи и обработки данных: - параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±0,2) Гц; - температура окружающего воздуха от плюс 18 до плюс 25 °С; - относительная влажность воздуха не более 75 %; - напряжение питающей сети 0,9Uном до 1,1Uном; - сила тока от 0,05Iном до 1,2Iном. 5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% Iном (10% Iном для счетчиков электрической энергии непосредственного включения), cos( = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до  35 °С. 6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, как у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 7 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: - счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-08): среднее время наработки на отказ - не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности - tв = 2 ч; - счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-12): среднее время наработки на отказ - не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности - tв = 2 ч; - счётчик электрической энергии Меркурий 230: среднее время наработки на отказ - не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности - tв = 2 ч; - счётчик электрической энергии Меркурий 203: среднее время наработки на отказ - не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности - tв = 2 ч; - счётчик электрической энергии Меркурий 234: среднее время наработки на отказ - не менее Т = 220000 ч, среднее время восстановления работоспособности - tв = 2 ч; - счётчик электрической энергии ПСЧ-3АРT.09: среднее время наработки на отказ - не менее Т = 220000 ч, среднее время восстановления работоспособности - tв = 2 ч; - сервер: среднее время наработки на отказ - не менее Т = 369000 ч, среднее время восстановления работоспособности - tв < 1 ч; - СОЕВ: коэффициент готовности - не менее 0,95, время восстановления - не более 24 часов; - защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания. В журналах событий фиксируются факты: «Журнал событий» ИВК фиксирует: - изменение значений результатов измерений; - изменение коэффициентов ТТ и ТН; - факт и величина синхронизации (коррекции) времени; - отключение питания; - замена счетчика; - полученные с уровней ИИК «журналы событий» счетчиков электроэнергии. «Журнал событий» счетчика фиксирует события, время и дату наступления события: - факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации; - факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство; - формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики; - отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения; - перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления. Защищённость применяемых компонентов от несанкционированного доступа: - механическая защита и пломбирование электросчётчика; - механическая защита и пломбирование промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; - механическая защита и пломбирование испытательной коробки; - защита паролями информации в счетчике на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании; - защита паролями информации в сервере на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании. Возможность коррекции времени в: - счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); - сервере ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: - результатов измерений (функция автоматизирована); - данных о состоянии средств измерений (функция автоматизирована); - данных о состоянии объектов измерений (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: - ИИК - счетчики электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет; - ИВК - сервер БД - хранение результатов измерений, данных о состоянии средств, данных о состоянии объектов измерений, журналов событий счетчиков, журналов событий счетчиков ИВК не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип№ ГосреестраКоличество, шт./экз.
Трансформаторы токаТОГФ-11061432-156
Трансформаторы токаТВДМ-353634-8912
Трансформаторы токаТФНД-353689-734
Трансформаторы токаТПОЛ-1047958-1165
Трансформаторы токаТОЛ-10-IМ 36307-073
Трансформаторы токаТОЛ-10-I15128-076
Трансформаторы токаТШЛ-0,6647957-116
Трансформаторы токаТШП-0,6647957-1139
Трансформаторы токаТОП-0,6647959-1133
Трансформаторы токаТОП-0,6644142-116
Трансформаторы напряженияЗНОГ-11061431-156
Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-65912-709
Трансформаторы напряженияЗНОЛ.06.4-63344-0839
Трансформаторы напряженияЗНОЛ.06-646738-1112
Счётчик электрической энергииСЭТ-4ТМ.03М36697-1216
Счётчик электрической энергииСЭТ-4ТМ.03М36697-0829
Счётчик электрической энергииМеркурий 23023345-0735
Счётчик электрической энергииМеркурий 20331826-102
Счётчик электрической энергииМеркурий 23448266-111
Счётчик электрической энергииПСЧ-3АРТ.0947122-111
Устройство синхронизации системного времениУССВ-254074-131
Сервер баз данных и сервер опросаHP Proliant DL380G9—1
Автоматизированные рабочие места—2
Программный комплекс «АльфаЦЕНТР»AC_SE_Стандарт—1
Методика поверки——1
Формуляр ТЕ.411711.559 ФО——1
Поверкаосуществляется по документу МП 64820-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Завод АО «ЧМЗ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 16.06.2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. Основные средства поверки: - трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»; - трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6…35/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35…330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»; - по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»; - по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»; - счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.; - счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.; - счетчиков электрической энергии Меркурий 230 - по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.05.2007 г.; - счетчиков электрической энергии Меркурий 203 - по документу АВЛГ.411152.028 РЭ1. «Методика поверки», согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.; - счетчиков электрической энергии Меркурий 234 - по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1. «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01.09.2011 г.; - счетчиков электрической энергии ПСЧ-3АРТ.09 - по документу ИЛГШ.411152.170РЭ1 «Счетчик электрической энергии трехфазный статический ПСЧ-3АРТ.09. Руководство по эксплуатации. Приложение В. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.06.2011 г.; - устройство синхронизации времени УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г. - радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Госреестр № 27008-04; - переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01; - термогигрометр CENTER (мод.ель 314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.; - прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энерготестер ПКЭ-А. Диапазон измерений: переменного тока от 0 до 10 А, относительная погрешность ±0,5 %; частоты переменного тока от 45 до 75 Гц, абсолютная погрешность ±0,01 Гц; активной электрической мощности от 0,01 до 2,25Рн, относительная погрешность ±0,5 %. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Завод АО «ЧМЗ» ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА» (ООО «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА») ИНН 7705803916 Юридический адрес: 115230, г. Москва, Хлебозаводский проезд, д.7, стр. 9 Почтовый адрес: 121421, г. Москва ул. Рябиновая д.26, стр.2 Тел./факс: +7 (495) 795-09-30 Е-mail: info@telecor.ru Web-сайт: www: http://www.telecor.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Нижегородской области» (ФБУ «Нижегородский ЦСМ») Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, 1 Тел./факс: (831) 428-78-78, (831) 428-57-95 Е-mail: mail@nncsm.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Нижегородский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30011-13 от 27.11.2013 г.