Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Донэнерго" - Гуковские МЭС

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Донэнерго" - Гуковские МЭС, 60220-15

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донэнерго» - Гуковские МЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	60220-15
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Донэнерго" - Гуковские МЭС
Изготовитель	ООО "Сервисный центр "Энергия", г.Химки
Год регистрации	2015
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) классов точности 1;

0,5; 0,5S; 0,2S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) классов точности 0,5;

0,2, счетчики активной и реактивной электроэнергии классов точности 0,5; 0,5S (в части активной электроэнергии) и классов точности 1 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя технические средства для организации и передачи данных, устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000», сервер базы данных для обеспечения функций центра сбора и хранения коммерческой информации, центральный сервер сбора и обработки данных для передачи коммерческой информации внешним организациям, технические средства организации локальных вычислительных сетей и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места.

В состав АИИС КУЭ входит система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;

- автоматическое выполнение измерений;

- автоматическое ведение системы единого времени;

- регистрация параметров электропотребления;

- формирование отчетных документов и передачи информации в программноаппаратный комплекс ОАО «АТС», филиа ОАО «МРСК Юга» - «Ростовэнерго», ОАО «СО ЕЭС» Ростовское РДУ, ООО «Донэнергосбыт» и другим заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

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 преобразуют 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.

Лист № 2 Всего листов 33

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин, 1 месяц.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 минут.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 и через сегменты локальной вычислительной сети (ЛВС) поступает в УСПД. В УСПД осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на уровень сервера базы данных (БД) уровня ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации.

Синхронизация времени осуществляется при помощи GPS приемника «ACE III», входящего в состав УСПД «ЭКОМ-3000». УСПД при каждом сеансе опроса счетчиков (1 раз в 30 минут) осуществляет контроль времени, синхронизация времени встроенных часов счетчика со встроенными часами УСПД осуществляется 1 раз в сутки при расхождении времени между ними более чем на 5 с. Синхронизация времени ИВК со встроенными часами УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут при расхождении времени между ними более чем на 5 с.

Для защиты измерительной системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрен многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (пломбирование, физическая защита оборудования АИИС КУЭ (установка в специализированные запирающиеся шкафы), индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и базы данных).

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Энергосфера». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.

ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование ПО	Идентификационное наименование ПО	Номер версии (идентифика ционный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	Алгоритм вычисления цифрового идентифика тора ПО
Программный комплекс «Энергосфера» ES-Standard 6-5-84	Программный модуль AdCenter	6.5.122.1390	e3968e3294bbb13476 e38e30fbf236b9	MD5
	Программный модуль AdmTool	6.5.40.6281	4eb19744c89a322ddd a507f46028bdf9	MD5
	Программный модуль AlarmSvc	6.5.53.598	afcb20f3f2f0c1c2d926 be6059e44fba	MD5

Наименование ПО	Идентификационно е наименование ПО	Номер версии (идентифика ционный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	Алгоритм вычисления цифрового идентификат ора ПО
	Программный модуль ControlAge	6.5.168.2373	cbe39e15b6e3dce68a1 49e813548f5fb	MD5
	Программный модуль CrqOnDB	6.5.27.380	01ecd5ecd91592bc67 05b79dbcab54b2	MD5
	Программный модуль DTS	6.5.21.342	c493112c8fe6d834f5f f987315668bfd	MD5
Программный комплекс	Программный модуль ECollect	6.5.50.1645	c5452190b750cffe186 77aca1376e3b4	MD5
«Энергосфера» ES-Standard	Программный модуль ExpImp	6.5.160.3610	6febe2989c362c9ea09 03ca877b6cd4e	MD5
6-5-84	Программный модуль HandInput	6.5.34.427	c2bdb83ee759e9c2c6 b8358a2c56e873	MD5
	Программный модуль PUD	6.5.26.186	7aba8f34b33ee176948 369f23cd865a2	MD5
	Программный модуль PSO	6.5.109.4663	d5618e5e06be65a60c ccaeae26c3bac5	MD5
	Программный модуль TunnelEcom	6.5.2.92	ac40d0d5a7f02ff4561 9a18e811b0cea	MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С».

Технические характеристики

Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня АИИС КУЭ.

Канал измерений		Состав измерительного канала
Номер ИК, код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке		Обозначение, тип		Заводской номер	Ктт Ктн Ксч	Наименование измеряемой величины
1	2	3		4		5	6	7
-	1 Ч 2 ч о £ ^ о vo н К <и ffl О С	н н	КТ=0,5	А	ТЛК-10-5	№ 06768	600	Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
			Ктт=50/5	В	-	-
			9143-06	С	ТЛК-10-5	№ 06792
		я н	КТ=0,5	А	ЗНОЛП-6У	№ 24045
			Ктн=6000:^3/100:^3	В	ЗНОЛП-6У	№ 24058
			23544-02	С	ЗНОЛП-6У	№ 24057
		Счетчик	КТ=0,5S/1,0 Ксч=1 32930-08	МТ-831		№ 35755747

Таблица 2. Продолжение.

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Счетчик

о\

^L|

LtJ

сг>

0 (j н

■

LtJ

ю*

iо*

LtJ

-р*.

-Р*.

СЛ

2400

1800

1200

о\

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

-р*.

■

-Р*.

■

-Р*.

iо*

iо* UJ

LtJ

-р*.

СЛ

1800

3600

о\

2400

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-11 Л-1123

ПС Г-11 Л-1122

ПС Г-11 Л-1121

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

-р*.

■

-Р*.

■

-Р*.

iо*

ю*

оо

LtJ

-(^

-р*.

сл

3600

о\

2400

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-15 Л-1504

ПС Г-11 Л-1130

ПС Г-11 Л-1129

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

-р*.

■

-Р*.

LtJ

iо*

LtJ

Ю*

оо

LtJ

-P*.

LtJ

-Р*.

СЛ

3600

4800

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-16 Л-1622

ПС Г-16 Л-1609

ПС Г-15 Л-1536

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

■

-Р*.

-р*.

■

-Р*.

iо* ^1

iо*

Ю*

оо

LtJ

сл

2400

3600

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

н-

ПС

Г-17 Л-1712

ПС

Г-17 Л-1702

ПС Г-17 Л-1701

к»

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

20175-01

<э

“о

3344-72

Ктн=6000:л/3/100:л/3

КТ=0,5

7069-79

Ктт=400/5

КТ=0,5

20175-01

<э

“о

3344-72

Ктн=6000:л/3/100:л/3

КТ=0,5

7069-79

Ктт=300/5

КТ=0,5

20175-01

“о

3344-72

Ктн=6000:л/3/100:л/3

КТ=0,5

7069-79

Ктт=300/5

КТ=0,5

со

1 J

-р*.

К)

LtJ

ю*

Ю*

ю*

Ю*

ю*

(./1

-Р*.

К)

LtJ

К)

-Р*.

LtJ

(./1

(.л

LtJ

(.л

(./1

-Р*.

-р*.

К)

-р*.

К)

-1^

сл

4800

3600

о\

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная,

время, интервал времени

время

, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-18 Л-1810

ПС Г-18 Л-1809

ПС Г-17 Л-1718

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

о\

^L|

LtJ

0 (j н

-р*.

■

-Р*.

■

-Р*.

ю*

-р*.

сл

7200

3600

о\

7200

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-18 Л-1816

ПС Г-18 Л-1814

ПС Г-18 Л-1813

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

-р*.

■

-Р*.

■

-Р*.

ю*

-Р*.

оо

LtJ

сл

7200

о\

3600

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-2 Л-217

ПС Г-2 Л-214

ПС Г-18 Л-1818

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

сг>

■

-Р*.

-р*.

■

-Р*.

iо* LtJ

ю*

LtJ

сл

4800

3600

4800

о\

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-2 Л-233

ПС Г-2 Л-224

ПС Г-2 Л-223

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

-р*.

■

-Р*.

■

-Р*.

iо*

LtJ

-р*.

LtJ

сл

3600

4800

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-4 Л-406

ПС Г-3 Л-301

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ПС Г-3 Л-320

Счетчик

■

-Р*.

-р*.

0 (J

-р*.

LtJ

iо* LtJ

iо* 00 On 00

LtJ

iо*

-р*.

LtJ

-р*.

сл

7200

о\

4800

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-4 Л-404 КТПШ-115

ПС Г-4 Л-423

ПС Г-4 Л-419

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

сг>

-р*.

LtJ

Ю*

LtJ

ю*

LtJ

оо

LtJ

сл

7200

о\

7200

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-4 Л-404 КТПШ-148

ПС Г-5 Л-506

ПС Г-5 Л-501

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

а>

сг>

-р*.

LtJ

iо*

ю*

LtJ

-р*.

сл

4800

о\

2400

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-8 JI827

ПС Г-8 Л-812

ПС Г-6 Л-629

к»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

оо

сг>

-р*.

0 (J

-р*.

LtJ

Ю*

о\

■о

ю*

-(^

ю*

-р*.

о\

сл

2400

о\

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

Таблица 2. Продолжение.

ПС Г-8 Л831

к»

Счетчик

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

сг>

ПС ш. «Зверевская— Западная-2» JI5

ТН

ПС РП-04 (Г-9 яч.5) Л04Ф8 ТП-192 Л04Ф8 ТП-192

Счетчик

н	н	н
р	р	р
Ъ\	Ъ\	Ъ\
ON	ON	On
£	£

LtJ		U)
НЧ НЧ	НЧ НЧ	нн нн

-р*.

LtJ

iо* ^1

iо*

ю*

-р*.

-Р*.

сл

1200

о\

4800

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

рэ

<т>

ПС ГПП ш. «Ростовская» JI-9

ПС ГПП ш. «Ростовская» Л-5

к»

Счетчик

ТН

ТТ

0 (J

LtJ

ю*

LtJ

'Л

о\

<т>

со

ю*

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

1800

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени

1800

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Пределы допускаемой погрешности ИК
		Основная относительная погрешность ИК, (±5), %			Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %
		cos j = 1,0	cos j = 0,87	cos j = 0,8	cos j = 1,0	cos j = 0,87	cos j = 0,8
1, 2, 41, 46	0,01(0,02)1н1 < Ii < 0,051н1	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,4	3,0	3,0	2,4	3,0	3,0
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,9	2,3	2,4	1,9	2,3	2,4
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,8	2,1	2,1	1,8	2,1	2,1
3-20, 27-29, 3136, 40, 42-44, 47, 48	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,05^1	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.
	0,05Iн1 < I1 < 0,2I^	2,4	3,0	3,0	2,4	3,0	3,0
	0,2Iн1 < I1 < I^	1,9	2,3	2,4	1,9	2,3	2,4
	Iн1 < I1 < 1,2Iн1	1,8	2,1	2,1	1,8	2,1	2,1

1	2	3	4	5	6	7	8
	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.
21-25	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,3	3,0	3,0	2,3	3,0	3,0
21-25	0,21н1 < I1 < 1н1	1,8	2,2	2,3	1,8	2,2	2,3
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,7	2,0	2,0	1,7	2,0	2,0
	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,05I^	2,1	2,3	2,3	2,1	2,3	2,3
26	0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1	1,7	2,0	2,0	1,7	2,0	2,0
26	0,2Iн1 < I1 < Iн1	1,6	1,9	1,9	1,6	1,9	1,9
	Iн1 < I1 < 1,2Iн1	1,6	1,9	1,9	1,6	1,9	1,9

1	2	3	4	5	6	7	8
	0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.
30	0,05I^ < I1 < 0,2Iн1	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
30	0,2I^ < I1 < Iн1	2,4	2,6	2,6	2,4	2,6	2,6
	I^ < I1 < 1,2I^	2,0	2,3	2,3	2,0	2,3	2,3
	0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.
37, 38, 45	0,05I^ < I1 < 0,2Iн1	2,3	3,0	3,0	2,3	3,0	3,0
37, 38, 45	0,2I^ < I1 < Iн1	1,8	2,2	2,3	1,8	2,2	2,3
	< I1 < 1,2!н1	1,7	2,0	2,0	1,7	2,0	2,0

1	2	3	4	5	6	7	8
39	0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1	2,6	3,0	3,0	2,6	3,0	3,0
	0,05Iн1 < I1 < 0,2I^	1,9	2,3	2,4	1,9	2,3	2,4
	0,2Iн1 < I1 < I^	1,8	2,1	2,2	1,8	2,1	2,2
	Iн1 < I1 < 1,2!н1	1,8	2,1	2,1	1,8	2,1	2,1

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Пределы допускаемой погрешности ИК
		Основная относительная погрешность ИК, (±5), %		Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %
		cos j = 0,87 (sin j = 0,5)	cos j = 0,8 (sin j = 0,6)	cos j = 0,87 (sin j = 0,5)	cos j = 0,8 (sin j = 0,6)
1, 2, 41, 46	0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.
	0,05I^ < I1 < 0,2Iн1	9,0	8,0	9,0	8,0
	0,2Iн1 < I1 < Iн1	6,0	5,0	6,0	5,0
	Iн1 < I1 < 1,2I^	5,0	5,0	5,0	5,0
3-20, 27-29, 3136, 40, 42-44, 47, 48	0,01(0,02)^ < I1 < 0,05I^	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.
	0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1	9,0	8,0	9,0	8,0
	0,2Iн1 < I1 < Iн1	6,0	5,0	6,0	5,0
	Iн1 < I1 < 1,2Iн1	5,0	5,0	5,0	5,0

1	2	3	4	5	6
	0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iн1	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.
21-25	0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1	9,0	8,0	9,0	8,0
21-25	0,2Iн1 < I1 < Iн1	5,0	5,0	5,0	5,0
	Iн1 < I1 < 1,2I^	5,0	5,0	5,0	5,0
	0,01(0,02)^ < I1 < 0,05I^	13,0	12,0	13,0	12,0
26	0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1	8,0	7,0	8,0	7,0
26	0,2Iн1 < I1 < Iн1	5,0	5,0	5,0	5,0
	Iн1 < I1 < 1,2Iн1	4,0	4,0	4,0	4,0

1	2	3	4	5	6
	0,01(0,02)Ihi < Ii < 0,051н1	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.
30	0,051н1 < 11 < 0,21н1	8,0	8,0	8,0	8,0
30	0,21н1 < 11 < 1н1	5,0	5,0	5,0	5,0
	1н1 < 11 < 1,21н1	5,0	5,0	5,0	5,0
	0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,051н1	не норм.	не норм.	не норм.	не норм.
37, 38, 45	0,051н1 < 11 < 0,21н1	9,0	8,0	9,0	8,0
37, 38, 45	0,21н1 < 11 < 1н1	5,0	5,0	5,0	5,0
	1н1 < 11 < 1,21н1	5,0	5,0	5,0	5,0

1	2	3	4	5	6
39	0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05I^	14,0	12,0	14,0	12,0
	0,05Iн1 < I1 < 0,2I^	8,0	7,0	8,0	7,0
	0,2Iн1 < I1 < I^	5,0	5,0	5,0	5,0
	Iн1 < I1 < 1,2!н1	5,0	5,0	5,0	5,0

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовой);

2. Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

- диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)Ин;

- диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)!н;

- диапазон коэффициента мощности cos j (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С;

- счетчиков -от 18 °С до 25 °С; ИВК - от от минус 30 °С до 40 °С;

- частота - (50 ± 0,15) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

3. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)I^; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6

- 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 40 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Цн2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)!н2; коэффициент мощности cos j(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6

- 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 40 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52322-2005 (в части активной электроэнергии) и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- счетчик типа МТ - среднее время наработки на отказ не менее 1 700 00 часов; среднее время восстановления работоспособности - не более 7 суток;

- счетчик типа СЭТ-4ТМ-02 - среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов; среднее время восстановления работоспособности - не более 7 суток;

- счетчик типа СЭТ-4ТМ-03 - среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов; среднее время восстановления работоспособности - не более 7 суток;

- счетчик типа СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов; среднее время восстановления работоспособности - не более 7 суток.

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчика фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- испытательной коробки.

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчике;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в счетчиках (функция автоматизирована).

Г лубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донэнерго» - Гуковские МЭС типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Тип	Количество
Измерительный трансформатор тока	Т-0,66	6 шт.
Измерительный трансформатор тока	Т-0,66 М У3-11	3 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТВЛМ-10	22 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТЛК-10	2 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТЛК-10-5	4 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТЛК-10-5У3	2 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТОЛ 10 УТ2.1	8 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТОЛ-10 02.1	6 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТОЛ-10 У3	2 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТОЛ-10-1-1У2	4 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10-11У2	4 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТПЛ-10	7 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТПЛМ-10	5 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТПОЛ-10	10 шт.
Измерительный трансформатор тока	ТПОЛ-10-3У3	2 шт.

Измерительный трансформатор тока	ТПФМ-10	14 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06 6У3	6 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	ЗНОЛП-6У	3 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НАМИ-10-95	4 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НАМИ-10У2	3 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НАМИТ-10-2	2 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НТМИ-6	9 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	5 шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НТМИ-6-66У3	3 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный	МТ-831	7 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.02.2	34 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.02М.03	1 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03.01	3 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	2 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	1 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325Н	1 шт.

Поверка

осуществляется по документу СЦЭ.425210.017.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донэнерго» - Гуковские МЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «РОСИСПЫТАНИЯ» 25 ноября 2014 г.

Перечень основных средств 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"

- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

- средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков статических трехфазных переменного тока активной и реактивной энергии МТ - по документу «Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии МТ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в июне 2008 г.;

- счетчиков активной и реактивной энергии переменного тока, статических, многофункциональных СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;

- счетчик типа СЭТ-4ТМ-03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов; среднее время восстановления работоспособности - не более 7 суток;

- счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.142 РЭ1», раздел «Методика поверки» согласованному ФГУП «НЗиФ» 04.12.2007

- устройств сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ. 421459.003 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 года;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Методика измерений электроэнергии приведена в документе «Методика измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Донэнерго» - Гуковские МЭС,

Лист № 33 Всего листов 33

аттестованном Инновационным фондом «РОСИСПЫТАНИЯ». Свидетельство об аттестации № 01.00200-2014/12 от 14.10.2014 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донэнерго» - Гуковские МЭС

1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

3. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

4. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

6. «Эксплуатационная документация системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донэнерго»-Гуковские МЭС.

Государственный реестр средств измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Донэнерго" - Гуковские МЭС, 60220-15

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Технические характеристики

Знак утверждения типа

Комплектность

Поверка

Сведения о методах измерений

Рекомендации к применению