Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СХК"

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СХК" — техническое средство с номером в госреестре 68399-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 561. Имеет обозначение типа СИ: .
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 АО "СХК" .

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 АО "СХК" .

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
68399-17
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СХК"
Обозначение типа
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.№ 561
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «СХК» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1) первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии, и средней мощности и включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи до счетчиков и технические средства приема-передачи данных и каналы связи; 2) второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в свой состав: сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с установленным программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-2, технические средства приёма-передачи данных. ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин. Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется с использованием линий проводной и беспроводной связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, вычисление приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации, формирование отчетных документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в центры сбора информации. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ оператора с использованием программы «АРМ Энергосфера». Сервер БД также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet. Передача информации в АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов xml-формата, установленных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в свой состав устройство синхронизации времени УСВ-2, сервер и счетчики. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов СОЕВ. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии. Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) осуществляет устройство синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация шкалы времени сервера осуществляется от УСВ-2 один раз в сутки при достижении расхождения со шкалой УСВ-2 более 2 с. Синхронизация шкал времени часов счетчиков осуществляется от сервера во время сеанса связи при достижении расхождения со шкалой сервера более 3 с. Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с. Журналы событий счетчиков и сервера отражают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. Заводской номер средства измерений наносится в формуляр АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью их кодирования, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Конструкция средства измерений исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО Идентификационные данные (признаки) Значение Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера» Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 8.0 Цифровой идентификатор ПО cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b для файла «pso_metr.dll» Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК и их метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2 - 5.
Таблица 2 – Состав ИК
Номер ИКНаименование присоединенияСредства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ
12345678
1СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, ОРУ-220 кВ, 2 СШ 220 кВ, яч. 3 ВЛ 220 кВ Восточная – ЭС-2 СХК (Т-202)ТТАТВ-22046101-100,2S1000/5
2СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, ОРУ-220 кВ, яч. 6 ОВ-220 кВТТАТВ-22046101-100,2S1000/5
3СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, ОРУ-220 кВ, 1 СШ 220 кВ, яч. 12 ВЛ 220 кВ Томская 500 – ЭС-2 СХК (Т-205)ТТАТВ-22046101-100,2S1000/5
4СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, ОРУ-220 кВ, 2 СШ 220 кВ, яч. 13 ВЛ 220 кВ ГПП-220 – ЭС-2 СХК (Т-214)ТТАТВ-22046101-100,2S1000/5
Продолжение таблицы 2
12345678
5СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, РУСН-6 кВ, Ввод 6 кВ 20Т (Зд. 475)ТТАТПОЛ-101261-590,51500/5
6СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, РУСН-6 кВ, Ввод 6 кВ 30Т (Зд. 475)ТТАТПОЛ-101261-590,51500/5
7СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, ВЛ 110 кВ Восточная – ГПП-2 СХК с отпайками (Т-1)ТТАТВ-11064181-160,2S600/5
8СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, ВЛ 110 кВ ГПП-220 – ГПП-2 СХК с отпайками (Т-2)ТТАТВ-11064181-160,2S600/5
9СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, ЛЭП-25ТТАТВ-11064181-160,2S600/5
Продолжение таблицы 2
12345678
10СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 2ТТАТПЛ-10-М22192-070,5200/5
11СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 6ТТАТПОФ518-500,51000/5
12СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 8ТТАТПОФ518-500,5600/5
13СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 9ТТАТПЛ-10-М47958-110,5200/5
14СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 10ТТАТПЛ-101276-590,5400/5
Продолжение таблицы 2
12345678
15СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 11ТТАТПФМ-10814-530,5400/5
16СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 12ТТАТПОФ518-500,51000/5
17СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 13ТТАТПОЛ-101261-590,5600/5
18СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 14ТТАТПОФ518-500,51000/5
19СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 20ТТАТПОФ518-500,5600/5
Продолжение таблицы 2
12345678
20СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 21ТТАТПФМ-10814-530,5400/5
21СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 22ТТАТПЛ-101276-590,5400/5
22СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 23ТТАТПФМ-10814-530,5400/5
23СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 26ТТАТПОФ518-500,5600/5
24СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 27ТТАТПОЛ-101261-590,5600/5
Продолжение таблицы 2
12345678
25СХК, ПС 220 кВ ЭС-1, Блок С5ГТТТАТПОФ518-500,51500/5
26СХК, ПС 220 кВ ЭС-1, Блок С6ГТТТАТПОФ-10518-500,51500/5
27СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ВРУ-10 кВ, I сек., яч. 4 (РП-2, яч. 2)ТТАТОЛ-СЭЩ-1032139-110,5400/5
28СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ВРУ-10 кВ, II сек., яч. 18 (РП-2, яч. 9)ТТАТОЛ-СЭЩ-1032139-110,5400/5
29СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ВРУ-10 кВ, II сек., яч. 13ТТАТОЛ-СЭЩ-1032139-110,5600/5
Продолжение таблицы 2
12345678
30СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ВРУ-10 кВ, III сек., яч. 25ТТАТОЛ-СЭЩ-1032139-110,5600/5
31СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ВРУ-10 кВ, III сек., яч. 30ТТАТОЛ-СЭЩ-1032139-110,5600/5
32СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ОРУ-110 кВ, II СШ, ЛЭП-18ТТАТВ-11064181-160,2S300/5
33СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ОРУ-110 кВ, I СШ, ЛЭП-21ТТАТВ-11064181-160,2S300/5
Продолжение таблицы 2
12345678
35СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ЛЭП-23ТТАТВ-11064181-160,2S600/5
36СХК, ПС-501, РУ-6 кВ, II сек., яч. 6ТТАТПЛ-101276-590,5100/5
38СХК, СЗ, ТП-4, РУ-10 кВ, яч. 4, КЛ-10 кВ ТП-4 – ТП «Угольная»ТТАТОЛ-СЭЩ51623-120,5S100/5
39СХК, ПС-14, РУ-6 кВ, I сек., яч. 5ТТАТПЛ-101276-590,575/5
Продолжение таблицы 2
12345678
40СХК, ПС-208, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2ТТАТШП-0,6647957-110,5S600/5
41СХК, ПС-8, РУ-0,4 кВ, II сек., пан. 1ТТАТШП-0,6647957-110,5S250/5
42КТПН-3, РУ-10 кВ, Р-2ТТАТОЛ-НТЗ-1051679-120,5S400/5
43СХК, ПС-924, яч. 23ТТАТПОЛ-1047958-110,5600/5
45СХК, РУ-3, Л-3-10, ввод 10 кВ (ВЛ-3 10 кВ)ТТАТОЛ-НТЗ-1051679-120,5S100/5
Продолжение таблицы 2
12345678
46СХК, ТП-87, Л-3-11, ввод 0,4 кВТТ––––
47ВРП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч.4ТТАТОЛ 107069-790,5600/5
48ВРП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч.3ТТАТОЛ 107069-790,5600/5
49ЦРП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч.8ТТАТПЛ-10У31276-590,5400/5
50ЦРП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч.1ТТАТПЛ-10У31276-590,5400/5
51ЦРП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч.7ТТАТПЛ-10У31276-590,5400/5
Продолжение таблицы 2
12345678
52СХК, ТП-4 СЗ, РУ-10 кВ, яч.1ТТАТОЛ 10-147959-110,5300/5
53СХК, ЦРП-10 кВ СЗ, РУ-10 кВ, яч.20ТТАТЛК 10-69143-010,5S150/5
54СХК, ЦРП-10 кВ СЗ, РУ-10 кВ, яч.19ТТАТЛК 10-69143-010,5S150/5
55ПС 110 кВ ГПП-701, РУ-10 кВ, яч.9ТТАТПОЛ-101261-590,51000/5
56ПС 110 кВ ГПП-701, 0,4 кВ, яч.11ТТАТОП-0,6675076-190,5150/5
57ПС 110 кВ ГПП-701, РУ-10 кВ, яч.23ТТАТПОЛ-101261-590,51000/5
Продолжение таблицы 2
12345678
58ПС 110 кВ ГПП-702, ЩСН 0,4 кВ, панель 7ТТАТОП-0,6675076-190,5200/5
59ПС 110 кВ ГПП-702, ЩСН 0,4 кВ, панель 9ТТАТОП-0,6675076-190,5200/5
60ПС 110 кВ ГПП-702, ЗРУ-10 кВ, яч.5ТТАТПШЛ-101423-600,52000/5
61ПС 110 кВ ГПП-702, ЗРУ-10 кВ, яч.27ТТАТПШЛ-101423-600,52000/5
Информационно-вычислительный комплекс
1–33, 35, 36, 38-43, 45-61Все присоединенияУстройство синхронизации времени УСВ-241681-10––
Примечания: Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик, указанных в таблицах 3 и 4. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке, который хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. ФИФ ОЕИ – Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК при измерении активной электрической энергии
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИКcosφГраницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности
1-4 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2S1,0±1,2±1,3±1,0±1,1±0,9±1,0±0,9±1,0
7-8, 33, 35 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 0,5S1,0±1,8±2,2±1,4±1,8±1,3±1,8±1,3±1,8
9, 32 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 0,2S1,0±1,5±1,6±1,3±1,4±1,2±1,4±1,2±1,4
5-6 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2S1,0не норм.±1,8±1,9±1,1±1,2±0,9±1,1
10–14, 15-17, 19-24 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2S1,0не норм.±1,8±2,0±1,1±1,3±0,9±1,2
18, 47, 48, 52 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0не норм.±1,9±2,7±1,2±2,3±1,0±2,2
25-26 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2S1,0не норм.±1,8±1,9±1,1±1,3±0,9±1,1
27-31, 36, 39, 43, 49-51 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0не норм.±1,9±2,3±1,2±1,7±1,0±1,6
Продолжение таблицы 3
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИКcosφГраницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности
38 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0±2,1±2,9±1,2±2,3±1,0±2,2±1,0±2,2
40-41 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 0,5S1,0±2,0±2,4±1,0±1,6±0,8±1,5±0,8±1,5
42, 45 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0±2,1±3,2±1,2±2,7±1,0±2,6±1,0±2,6
46 ТТ нет; ТН нет; КТ счетчика 1,01,0не норм.±1,7±4,6±1,1±4,4±1,1±4,4
53, 54 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0±2,2±2,3±1,6±1,7±1,5±1,6±1,5±1,6
55, 57, 60, 61 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0не норм.±1,8±2,3±1,2±1,7±1,0±1,6
Продолжение таблицы 3
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИКcosφГраницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности
56, 58, 59 КТ ТТ 0,5; ТН нет; КТ счетчика 0,5S1,0не норм.±1,7±2,2±1,0±1,6±0,8±1,5
Примечания: В таблице приняты следующие обозначения: I2(1), I5, I20, I100 и I120 – значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения Iн; (1*) – границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cosφ, равного 1, нормируется в диапазоне первичного тока I1 ≤ I < I5; δо – границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; δру – границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений активной электрической энергии и средней мощности. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электрической энер
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИКsinφГраницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
1-4 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6±2,5±4,0±2,1±3,8±1,6±3,5±1,6±3,5
7-9, 32-33, 35 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 1,00,6±3,1±4,4±2,8±4,2±2,4±3,9±2,4±3,9
5-6, 27-31, 36, 39, 43, 49-51 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6не норм.±4,6±5,6±2,6±4,1±2,1±3,7
энергии
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИКsinφГраницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
1-4 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6±2,5±4,0±2,1±3,8±1,6±3,5±1,6±3,5
7-9, 32-33, 35 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 1,00,6±3,1±4,4±2,8±4,2±2,4±3,9±2,4±3,9
5-6, 27-31, 36, 39, 43, 49-51 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6не норм.±4,6±5,6±2,6±4,1±2,1±3,7
Продолжение таблицы 4
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИКsinφГраницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
10–13, 14-24, 47, 48, 52 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6не норм.±4,6±6,5±2,6±5,3±2,1±5,0
25-26 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6не норм.±4,6±5,7±2,6±4,3±2,1±4,0
38 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6±4,6±6,5±2,9±5,4±2,1±5,0±2,1±5,0
40-41 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 1,00,6±4,5±5,5±2,7±4,1±1,8±3,6±1,8±3,6
42, 45 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6±4,6±7,2±2,9±6,2±2,1±5,9±2,1±5,9
46 ТТ нет; ТН нет; КТ счетчика 2,00,6не норм.±2,8±11±2,2±11±2,2±11
53, 54 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6±5,5±6,1±4,2±4,9±3,6±4,5±3,6±4,5
55, 57, 60, 61 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,50,6не норм.4,44,72,42,81,92,4
Продолжение таблицы 4
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИКsinφГраницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
56, 58, 59 КТ ТТ 0,5; ТН нет; КТ счетчика 0,50,6не норм.4,34,52,22,61,52,1
Примечания: В таблице приняты следующие обозначения: I2, I5, I20, I100 и I120 – значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения Iн; δо – границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; δру – границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений электрической энергии и средней мощности. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных каналов58
Нормальные условия:
температура окружающей среды, °Сот +20 до +25
параметры сети:
напряжение, % от Uнот 98 до 102
сила тока, % от Iнот 100 до 120
частота, Гцот 49,8 до 50,2
коэффициент мощности, cos(0,9инд
Рабочие условия:
температура окружающего среды, °С
а) для ТТ и ТНот -45 до +40
б) для счетчиков (ИК 1-9, 27-33, 35, 36, 39-41, 43, 49-51, 53, 54)от +10 до +35
в) для счетчиков (ИК 25-26)от 0 до +35
г) для счетчиков (ИК 10-24, 38, 47, 48, 52)от -25 до +35
д) для счетчиков (ИК 42, 45,46)от -40 до +40
е) для счетчиков (ИК 55-61)от -40 до +60
ж) для ИВКот +15 до +30
параметры сети:
напряжение, % от Uнот 90 до 110
сила тока, % от Iнот 1 (5) до 120
коэффициент мощности, cos(от 0,5 до 1,0
индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более0,5
Продолжение таблицы 5
Наименование характеристикиЗначение
Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее
ТТ4000000
ТН400000
счетчики «Фотон» (рег. № 44153-10) и «Протон-К» (рег. № 35437-07)90000
счетчики «Фотон» (рег. № 58850-14)130000
счетчики «ПСЧ-4ТМ.05МК» (рег. № 46634-11 и рег.№ 64450-16)165000
счетчики «СЕ 303» (рег. № 33446-08)160000
сервера 286800
Глубина хранения информации:
счетчики: «Фотон» (рег. № 44153-10), «Протон-К» (рег. № 35437-07)
«Фотон» (рег. № 58850-14), «СЕ 303» (рег. № 33446-08)
сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии питания)10
счетчики: «ПСЧ-4ТМ.05МК» (рег. № 46634-11 и рег.№ 64450-16)
а) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии питания)40
сервер:
а) хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с(5
Надежность системных решений: – резервирование питания сервера с помощью источников бесперебойного питания; – резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи. Регистрация событий: – в журнале событий счетчика; – параметрирования; – пропадания напряжения; – коррекция шкалы времени; Защищенность применяемых компонентов: – механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование измерительных трансформаторов, счетчиков, испытательных клеммников, разветвителей интерфейсов и питания, сервера, УСВ; – защита информации на программном уровне: – результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи); – установка паролей на счетчики и сервер.
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6. Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество
Трансформаторы токаТВ22012 шт.
ТПОЛ1014 шт.
ТВ11018 шт.
ТПЛ10М4 шт.
ТПОФ14 шт.
ТПЛ108 шт.
ТПФМ106 шт.
ТПОФ102 шт.
ТОЛСЭЩ2 шт.
ТОЛСЭЩ1015 шт.
ТШП0,666 шт.
ТОЛНТЗ106 шт.
ТОЛ 104 шт.
ТПЛ10У36 шт.
ТОЛ 1013 шт.
ТЛК 1064 шт.
ТОП-0,668 шт.
ТПШЛ-104 шт.
Трансформаторы напряженияНКФ220586 шт.
НТМИ69 шт.
НТМИ6-661 шт.
НКФ11012 шт.
НАЛИСЭЩ1 шт.
НАЛИСЭЩ-102 шт.
ЗНОЛП103 шт.
ЗНОЛПМ105 шт.
ЗНОЛПМИ101 шт.
НТМИ10666 шт.
НТМИ1066У32 шт.
НТМИ102 шт.
Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные «ПротонК»Протон-К ЦМ-02-А-23-23421 шт.
Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные «Фотон»Фотон Ф-57-5-02-13-125 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные «ПСЧ-4ТМ.05МК»ПСЧ–4ТМ.05МК.124 шт.
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные «СЕ 303»CE 303 S31 503 JAYVZ(12)4 шт.
Устройство синхронизации системного времени УСВ21 шт.
СерверDell PowerEdge R6301 шт.
ФормулярТЕ.411711.561 ФО1 экз.
Руководство пользователяТЕ.411711.561 И31 экз.
Поверкаприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «СХК», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «СХК» ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА» (ООО «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА») ИНН 7705803916 Адрес: 121421, г. Москва, ул. Рябиновая д. 26, стр. 2 Юридический адрес: 115230, г. Москва, Хлебозаводский проезд, д. 7, стр. 9 Телефон: (495) 795-09-30 Web-сайт: www.telecor.ru E-mail: info@telecor.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ») Адрес: 634012, Томская область, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а Телефон: (3822) 55-44-86, факс: (3822) 56-19-61 Web-сайт: tomskcsm.ru E-mail: tomsk@tcsms.tomsk.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Томский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30113-13 от 03.06.2013 г. В части вносимых изменений Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс» (ООО «Энергокомплекс») ИНН:7444052356 Адрес: 455017, Челябинская обл, г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, строение 2 Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, офис 23 Телефон: +7 (351) 958-02-68 E-mail: encomplex@yandex.ru Уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц RA.RU.312235