Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 66073-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Центрэнерго", 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 электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ" 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 электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ" 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
Номер в госреестре
66073-16
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Центрэнерго", 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.№ 01
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой 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 дискрет-ностью учета (30 мин), - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа, - передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений, - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей), - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от 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). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М и его модификация СЭТ-4ТМ.03М.08 (ГР № 36697-12) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (35 точек измерения). Ввиду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012. 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД) типа RTU-325Т (модификация RTU-325T-E2-M4-B8-In-D (ГР № 44626-10), каналообразующую аппаратуру. 3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 (ГР № 54074-13), локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации. Первичные фазные 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, 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 накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На верхнем- третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерения и состояний средств измерений (журналы событий) в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от ИВК по сети Internet в автоматическом режиме в формате XML с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП). АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время в УСПД RTU-325Т и сервера синхронизируется с временем УССВ-2, сличение времени ежесекундное, погрешность синхронизации не более ± 0,1 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем УСПД RTU-325Т осуществляется каждые 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении времени более чем на ± 2 с. Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки. Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение В АИИС КУЭ на уровне ИВК используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Версия 12.1 Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значения
12
Наименование ПОАльфаЦЕНТР
Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО12.1
Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОmd5
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- средний. Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Метрологические и технические характеристики Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений. Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2. Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
Номер измерительного каналаНаименование присоединенияСостав измерительного каналаВид электроэнергии
12345678
1ТГ-4ТШВ-15Б ф.А № 652 ф.В № 657 ф.С № 633 8000/5 ,КТ 0,5ЗНОМ-15 ф.А №41603 ф.В №40607 ф.С №41805 10000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162252 КТ 0,2S/0,5RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004УССВ-2, зав. № 001869Активная Реактивная
2ВЛ 110 кВ Котовской ТЭЦ-2 - Котовская I цепь (ВЛ-110кВ Шаховская -1)ТВ-110-1-5-У2 ф.А № 1523 ф.В № 1511 ф.С № 0545 600/5, КТ 0,5SНАМИ-110 УХЛ1 ф.А №137 ф.В №193 ф.С №233 110000/100 КТ 0,2СЭТ-4ТМ.03М № 0803160001 КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
12345678
3ВЛ 110 кВ Котовской ТЭЦ-2 - Котовская II цепь (ВЛ-110кВ Шаховская -2)ТВГ-УЭТМ-110 ф.А № 2214-13 ф.В № 2213-13 ф.С № 2212-13 600/5, КТ 0,2SНАМИ-110 УХЛ1 ф.А №235 ф.В №275 ф.С №176 110000/100, КТ 0,2СЭТ-4ТМ.03М № 0801160169 КТ 0,2S/0,5RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004УССВ-2, зав. № 001869Активная Реактивная
4ВЛ 110 кВ Котовской ТЭЦ-2-Тамбовская №4 II цепь с отпайкамиТВ-110-1-5-У2 ф.А № 1515 ф.В № 1513 ф.С № 1519 600/5, КТ 0,5SНАМИ-110 УХЛ1 ф.А №137 ф.В №193 ф.С №233 110000/100, КТ 0,2СЭТ-4ТМ.03М № 0801160174 КТ 0,2S/0,5
5ВЛ 110 кВ Котовской ТЭЦ-2-Тамбовская №4 I цепь с отпайкамиТВ-110-1-5-У2 ф.А № 1522 ф.В № 1516 ф.С № 1514 600/5, КТ 0,5SНАМИ-110 УХЛ1 ф.А №235 ф.В №275 ф.С №176 110000/100 КТ 0,2СЭТ-4ТМ.03М № 0801160024 КТ 0,2S/0,5
6ВЛ 35кВ Котовская ТЭЦ-2- Знаменская с отпайками (ВЛ 35 кВ Знаменская-1) ТВ-35-II-1 ф.А № 1224 ф.В № 1217 ф.С № 1225 300/5, КТ 0,5НОМ-35-66 ф.А № 1272601 ф.В № 1272565 ф.С № 1278692 35000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162312 КТ 0,2S/0,5
7Т-3 Трансформатор блока ТГ-4 ТВИ-110 ф.А № 780 ф.В № 778 ф.С № 779 1000/5, КТ 0,5SНАМИ-110 УХЛ1 ф.А №235 ф.В №275 ф.С №176 110000/100 КТ 0,2СЭТ-4ТМ.03М № 0803162189 КТ 0,2S/0,5
8Линия собственного расхода №1ТПК-10 ф.А № 01070 ф.С № 01062 600/5, КТ 0,5SНАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0801160088 КТ 0,2S/0,5
9Линия собственного расхода №2ТПК-10 ф.А № 01057 ф.С № 01068 600/5, КТ 0,5SНАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162209 КТ 0,2S/0,5
10Линия резервного питания №1ТПК-10 ф.А № 01063 ф.С № 01061 600/5, КТ 0,5SНАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803160103 КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
12345678
11Линия резервного питания №2ТПК-10 ф.А № 01053 ф.С № 01069 600/5, КТ 0,5SНАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803160089 КТ 0,2S/0,5RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004УССВ-2, зав. № 001869Активная Реактивная
12Т-1 сторона 35 кВТВ-35-25-У2 ф.А № 2315 ф.В № 2328 ф.С № 2552 300/5, КТ 0,5НОМ-35-66 ф.А № 1272601 ф.В № 1272565 ф.С № 1278692 35000/100, КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803161323 КТ 0,2S/0,5
13Т-2 сторона 35 кВТВ-35-25-У2 ф.А № 1929 ф.В № 1932 ф.С № 1825 300/5, КТ 0,5ЗНОМ-35-65 ф.А № 1341033 ф.В № 1340986 ф.С № 1341615 35000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803161391 КТ 0,2S/0,5
14Линия связи с ТЭЦ-1 №1ТПОФ-10 ф.А № 3035 ф.С № 2496 1000/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162326 КТ 0,2S/0,5
15Линия связи с ТЭЦ-1 №2ТПОЛ-10 ф.А № 30961 ф.С № 1603 1000/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162221 КТ 0,2S/0,5
16Т-1 сторона 6 кВТПК-10 ф.А № 01067 ф.В № 01064 ф.С № 01066 1500/5, КТ 0,5SНАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162291 КТ 0,2S/0,5
17Т-2 сторона 6 кВТПК-10 ф.А № 00615 ф.В № 01065 ф.С № 00614 1500/5, КТ 0,5SНАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803161349 КТ 0,2S/0,5
18СУ ТЭЦТПОФ-10 ф.А № 1909 ф.С № 1032 600/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162284 КТ 0,2S/0,5
19ЛКЗ №3ТПОФ-10 ф.А № 2873 ф.С № 1151 600/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162301 КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
12345678
20 КЗНМТПОЛ-10 ф.А № 21812 ф.В № 21813 ф.С № 21814 600/5, КТ 0,2SНАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803161336 КТ 0,2S/0,5RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004УССВ-2, зав. № 001869Активная Реактивная
21ЛКЗ №2ТПОФ-10 ф.А № 1040 ф.С № 2434 600/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162319 КТ 0,2S/0,5
22ТСК-1ТПОЛ-10 ф.А № 35789 ф.С № 46625 1000/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162270 КТ 0,2S/0,5
23Новый обьект-5ТПОЛ-10 ф.А № 8595 ф.С № 6708 1000/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162350 КТ 0,2S/0,5
24 ЛКЗ №1ТПОФ-10 ф.А № 2883 ф.С № 1864 600/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803161012 КТ 0,2S/0,5
25АО «Алмаз»ТПК-10 ф.А № 01059 ф.В № 01060 ф.С № 01058 400/5, КТ 0,5SНАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162228 КТ 0,2S/0,5
26Новый обьект-33ТПОЛ-10 ф.А № 24741 ф.В № 24868 ф.С № 24734 1000/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0812136753 КТ 0,2S/0,5
27ТСК-2ТПОЛ-10 ф.А № 24736 ф.В № 24718 ф.С № 24740 1000/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0831 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0812136220 КТ 0,2S/0,5
28Линия резервного питания №3ТПОЛ-10 ф.А № 3930 ф.В № 2995 ф.С № 3097 1500/5, КТ 0,5НАМИТ-10-2УХЛ2 ф.А,В,С № 0836 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803160906 КТ 0,2S/0,5
29Ввод рабочего питания на секцию "3Р"ТОЛ-10-У3 ф.А № 4589 ф.С № 4788 1500/5, КТ 0,5НТМИ-6-66-У3 ф.А,В,С № 10378 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803160997 КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
12345678
30Ввод рабочего питания на секцию "4Р"ТОЛ-10-У3 ф.А № 4599 ф.С № 4728 1500/5, КТ 0,5НТМИ-6-66-У3 № 70365 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162294 КТ 0,2S/0,5RTU-325T-E2-M4-B8-In-D зав. № 010004УССВ-2, зав. № 001869Активная Реактивная
31Т-1 сторона 110 кВТВ-110-1-5-У2 ф.А № 1520 ф.В № 1521 ф.С № 1518 200/5, КТ 0,5НАМИ-110 УХЛ1 ф.А №137 ф.В №193 ф.С №233 110000/100 КТ 0,2СЭТ-4ТМ.03М № 0803162266 КТ 0,2S/0,5
32Т-2 сторона 110 кВТВ-110-1-5-У2 ф.А № 1512 ф.В № 1517 ф.С № 1510 200/5, КТ 0,5НАМИ-110 УХЛ1 ф.А №235 ф.В №275 ф.С №176 110000/100 КТ 0,2СЭТ-4ТМ.03М № 0803162207 КТ 0,2S/0,5
33Ввод резервного питания на секцию "3Р"ТОЛ-10-У3 ф.А № 4696 ф.С № 4691 1500/5, КТ 0,5НТМИ-6-66-У3 ф.А,В,С № 10378 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162308 КТ 0,2S/0,5
34Ввод резервного питания на секцию "4Р" ТОЛ-10-У3 ф.А № 4744 ф.С № 4745 1500/5, КТ 0,5НТМИ-6-66-У3 ф.А,В,С № 70365 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М № 0803162322 КТ 0,2S/0,5
35Ввод-0,4 кВ Контейнер "Билайн"ТОП-0,66 ф.А № 3017388 ф.В № 3017384 ф.С № 3017389 10/5, КТ 0,5S-СЭТ-4ТМ.03М.08 № 0802161204 КТ 0,2S/0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1)Uном, ток (0,01-1,2) Iном для ИК №2,3,4,5,7,8-11,16,17,20,25,35; ток (0,05-1,2) Iном для ИК №1,6,12-15,18,19,21-24,26-30,33,34; 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60(С, для УСПД от 5 до 50 °С, сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3.Температура воздуха в местах расположения счетчиков для ИК №1-34 от 15 до 35 °С, для ИК № 35 от минус 40 до плюс 40 °С. Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электроэнергии энергии в рабочих условиях
Номер ИКЗначение cosφПределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях , %
АРАРАРАР
2,4,5,70,5±5,3±2,6±2,8±1,5±1,9±1,2±1,9±1,2
Продолжение таблицы 3
АРАРАРАР
1,6,12-15, 18,19,21-24, 26-30,33,340,5--±5,4±2,5±2,9±1,4±2,2±1,1
30,5±2,1±1,4±1,3±1,1±1,0±1,0±1,0±1,0
200,5±2,3±1,6±1,7±1,3±1,5±1,2±1,5±1,2
8-11, 16,17,250,5±5,4±2,5±3,0±1,4±2,2±1,1±2,2±1,1
31,320,5--±5,3±2,5±2,7±1,5±1,9±1,2
350,5±5,5±3,6±3,0±3,0±2,3±2,8±2,3±2,8
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uном; ток (0,01-1,2) Iном для ИК №2,3,4,5,7,8-11,16,17,20,25,35 и ток (0,05-1,2) Iном для ИК №1,6,12-15,18,19,21-24,26-30,33,34; cosφ=0,9 инд; температура окружающей среды (20(5) (С приведены в таблице 4. Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии
Номер ИКЗначение cosφПределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, %
АРАРАРАР
2,4,5,70,5±5,3±2,5±2,8±1,4±1,9±1,1±1,9±1,1
1,6,12-15, 18,19,21-24, 26-30,33,340,5--±5,4±2,5±2,9±1,4±2,2±1,1
30,5±2,0±1,3±1,3±0,9±0,9±0,8±0,9±0,8
200,5±2,3±1,4±1,7±1,1±1,4±1,0±1,4±1,0
8-11, 16,17,250,5±5,4±2,5±3,0±1,4±2,2±1,1±2,2±1,1
31,320,5--±5,3±2,5±2,7±1,4±1,9±1,1
Продолжение таблицы 4
АРАРАРАР
1--±1,7Не норм±0,9Не норм±0,7Не норм
350,5±5,3±2,4±2,7±1,3±1,8±1,0±1,8±1,0
Надежность применяемых в системе компонентов электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 ч, Сервер - среднее время наработки на отказ не менее 70 000 ч, УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 ч, УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 74500 ч, Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: - клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования; - панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами; - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках УСПД и сервере; - организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала; защита результатов измерений при передаче. Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий: - фактов параметрирования счетчика; - фактов пропадания напряжения; - фактов коррекции времени. Возможность коррекции времени в: - счетчике (функция автоматизирована); - УСПД (функция автоматизирована); - сервере (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: - счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - каждый массив профиля при времени интегрирования 30 мин составляет113 суток; -УСПД- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу-  не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет; - ИВК- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
КомплектностьВ комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства. Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ Наименование компонента системы Номер в Гос.реестре СИ Количество 1 2 3 Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, КТ 0,2S/0,5 36697-12 35 шт. Трансформатор тока ТШВ-15Б, КТ 0,5 5719-08 3 шт. Трансформатор тока ТВ-110-1 (модификация ТВ-110-1 -5-У2, КТ 0,5S 19720-05 15 шт. Трансформатор тока ТВГ-УЭТМ-110 , КТ 0,2S 52619-13 3 шт. Трансформатор тока ТВ-35-II-1, КТ 0,5 3186-72 3 шт. Трансформатор тока ТВИ-110, КТ 0,5 S 30559-11 3 шт. Трансформатор тока ТПК-10, КТ 0,5S 22944-07 17 шт. Трансформатор тока ТВ-35-25-У2, КТ 0,5 3187-72 6 шт. Трансформатор тока ТПОФ-10, КТ 0,5 518-50 10 шт. Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5 1261-08 18 шт. Трансформатор тока ТОЛ-10-У3, КТ 0,5 6009-12 8 шт. Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,5S 47959-11 3 шт. Трансформатор напряжения ЗНОМ-15, КТ 0,5 1593-05 3 шт. Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1, КТ 0,2 24218-13 6 шт. Трансформатор напряжения НОМ-35-66, КТ 0,5 187-05 3 шт. Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2УХЛ2, КТ 0,5 16687-06 2 шт. Трансформатор напряжения НТМИ-6-66-У3, КТ 0,5 2611-70 5 шт. Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65, КТ 0,5 912-07 3 шт. УСПД RTU-325Т 44626-10 1 шт. Сервер сбора и хранения БД типа IPC-610MB-F - 1 шт. Устройство синхронизации системного времени УССВ-2 54074-13 1 шт. Автоматизированное рабочее место - 2 шт. Специализированное ПО «АльфаЦЕНТР» в составе ИВК - 1 шт. Наименование документации Методика поверки МП 4222-01-7719888719-2016 - 1экз. Формуляр ФО 4222-01-7719888719-2016 - 1экз. ПП
Поверкаосуществляется в соответствии с документом о поверке-МП. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии «Энергопромсбыт». Методика поверки. МП 4222-06-7705939064-2016, утвержденная ФБУ «Самарский ЦСМ» 25 марта 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя. Поверка осуществляется по документу МП 4222-01-7719888719-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.09.2016 г. Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты: -трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003. -трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011. -счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 04 мая 2011 г. - устройство синхронизации времени УССВ-2 в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г. -УСПД RTU-325Т  в соответствии с документом «Устройства сбора и передача данных RTU-325Н и RTU-325Т. Методика поверки ДЯИМ.466215.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г. - радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04. - мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12. - вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», ГР №22029-10. Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизи-рованной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ» 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).
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ЦентрЭнерго» (ООО «ЦентрЭнерго») Адрес: Российская Федерация, 121552, г. Москва, ул. Ярцевская, д.34, стр.1, офис 8 ИНН 7709340987
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ») Адрес: 443013, пр. Карла Маркса,134, г. Самара Телефон: 8 (846) 3360827 Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.