Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «Владимирские коммунальные системы» (ПС 110 кВ «Берково», ПС 110 кВ «Ундол», ТП-58 6 кВ, ТП-726 6 кВ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной Единый центр сбора и обработки информации (ЕЦСОИ) АО «ЭнергосбыТ Плюс», состоящий из сервера сбора и баз данных (БД), и резервный центр сбора и обработки информации (ЦСОИ) АО «Владимирские коммунальные системы», состоящий из комплекса информационно-вычислительного (ИВК) «ИКМ-Пирамида», каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (УСВ) на базе ГЛОНАСС/ОРБ-приемников типа УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» и ПО программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительного канала (ИК) № 1 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для ИК №№ 2 - 5 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на вход GSM-модема, откуда по каналам связи передается в ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» и/или в ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы». В ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» и/или в ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы» осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
В ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» и/или в ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы» производится сбор, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится из ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» и/или из ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы» настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от других смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам глобальных навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» со шкалой времени УСВ осуществляется во время сеанса связи с УСВ. При наличии любого расхождения сервер сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» осуществляется во время сеанса связи с УСПД. При любом расхождении шкалы времени УСПД от шкалы времени сервера сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» производится синхронизация шкалы времени УСПД.
Сравнение шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком. При наличии любого расхождения счетчик производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСПД.
Для ИК №№ 2 - 5 сравнение шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком. При наличии любого расхождения счетчик производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени сервера сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс».
Сравнение шкалы времени ИВК «ИКМ-Пирамида» со шкалой времени УСВ осуществляется во время сеанса связи с УСВ. При наличии любого расхождения ИВК «ИКМ-Пирамида» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
При необходимости ИВК «ИКМ-Пирамида» имеет возможность синхронизировать шкалы времени счетчиков и УСПД в режиме, аналогичном серверу сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс».
Журналы событий счетчиков, УСПД, сервера сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» и ИВК «ИКМ-Пирамида» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Т аблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.0 |
| Наименование программного модуля ПО | pso metr.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы» |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b 156a0fdc27e1ca480ac |
| Наименование программного модуля ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Наименование программного модуля ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | c391 d64271 acf4055bb2a4d3fe 1f8f48 |
| Наименование программного модуля ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf5 32935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Наименование программного модуля ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Наименование программного модуля ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1 ea5429b261 fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| о, <и м о к | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УСВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ «Ундол», ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. ф. «110» | ТЛО-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 | НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | УСПД: СИКОН С70 Рег. № 28822-05 УСВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Основной сервер: VMware Virtual Platform Резервный сервер: ИВК «ИКМ-Пирамида» Рег. № 45270-10 | активная реактивная |
| 2 | ПС 110 кВ «Берково», ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. ф. «1006» | ТОЛ 10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | УСВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Основной сервер: VMware Virtual Platform Резервный сервер: ИВК «ИКМ-Пирамида» Рег. № 45270-10 | активная реактивная |
| 3 | ПС 110 кВ «Берково», ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. ф. «1022» | ТОЛ 300/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| 4 | ТП-58, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. ф. 694 ПС Районная | ТОЛ-СЭЩ-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-11 | ЗНОЛ 6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ТП-726, РУ-6 кВ, яч. ф. 696 ПС Районная | ТОЛ-СЭЩ-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-11 | ЗНОЛ 6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УСВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Основной сервер: VMware Virtual Platform Резервный сервер: ИВК «ИКМ-Пирамида» Рег. № 45270-10 | активная реактивная |
| П р и м е ч а н и я 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденного типа. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | 11 ном £ I1 £ 1,211ном | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 |
| 0,211ном £ I1 < 11 ном | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 |
| 0,051^ном £ I: < 0,2!^ном | 1,1 | 1,6 | 2,8 | 1,7 | 2,2 | 3,2 |
| 0,011>ном £ I, < 0,05I1нOм | 2,0 | 3,0 | 5,4 | 2,5 | 3,3 | 5,6 |
| 2 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | 11 ном £ I1 £ 1,2I1ном | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 |
| 0,2I1ном £ I1 < 11 ном | 1,1 | 1,6 | 2,8 | 1,7 | 2,2 | 3,2 |
| 0,05I1ном £ I, < 0,2I1ном | 1,8 | 2,8 | 5,3 | 2,2 | 3,2 | 5,5 |
| 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 11 ном £ I1 £ ^^ном | 0,9 | 1,1 | 1,5 | 1,5 | 1,9 | 2,2 |
| 0,2I1ном £ I1 < 11 ном | 0,9 | 1,1 | 1,5 | 1,5 | 1,9 | 2,2 |
| 0,05I, £ I < 0,2I, 1 ном 1 1 ном | 0,9 | 1,1 | 1,7 | 1,6 | 1,9 | 2,3 |
| 0,0И1ном £ I1 < 0,05Ilном | 1,5 | 1,7 | 2,5 | 2,2 | 2,3 | 2,9 |
| 4; 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 11 ном £ I1 £ 1,2I1ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| а^ном £ I1 < 11 ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0,05I1 £ I1 < 0,2I1 1 ном 1 1 ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 |
| 0,01I1 £ I1 < 0,05I1 1 ном 1 1 ном | 2,1 | 3,0 | 5,5 | 2,6 | 3,4 | 5,7 |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 . |
мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы относительной основной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±б), % |
| cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
| 1 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | 11ном £ I1 £ 1,211ном | 1,9 | 1,4 | 3,8 | 3,6 |
| 0,211ном £ I1 < 11ном | 1,9 | 1,4 | 3,8 | 3,6 |
| 0,051^ном £ I: < 0,211гом | 2,4 | 1,7 | 4,1 | 3,7 |
| 0,021^ном £ I, < 0,05I1нOм | 4,5 | 2,9 | 5,6 | 4,4 |
| 2 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | I1 ном £ I1 £ 1,2I1ном | 1,9 | 1,4 | 3,8 | 3,6 |
| 0,2I1ном £ I1 < I1ном | 2,4 | 1,7 | 4,1 | 3,7 |
| 0,05^ £ I1 < 0,2Ilном | 4,3 | 2,6 | 5,4 | 4,2 |
| 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | I1 ном £ I1 £ 1,2I1ном | 1,6 | 1,3 | 3,6 | 3,5 |
| 0,2I1ном £ I1 < I1ном | 1,6 | 1,3 | 3,6 | 3,5 |
| 0,05I1 £ I1 < 0,2I1 1 ном 1 1 ном | 1,7 | 1,4 | 3,7 | 3,6 |
| 0,02Ilном £ I1 < 0,05Ilном | 2,5 | 2,1 | 4,1 | 3,9 |
| 4; 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | I1 ном £ I1 £ 1,2I1ном | 2,1 | 1,5 | 3,9 | 3,6 |
| 0,2I1ном £ I1 < I1ном | 2,1 | 1,5 | 3,9 | 3,6 |
| 0,05^ £ I1 < 0,2Ilном | 2,6 | 1,8 | 4,2 | 3,7 |
| 0,02^ £ I1 < 0,05Ilном | 4,6 | 3,0 | 5,6 | 4,4 |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 . |
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - частота, Г ц - коэффициент мощности cos j температура окружающей среды, °С | от 99 до101 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Г ц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cos j | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +5 до +35 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| Сервер сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс»: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| ИВК «ИКМ-Пирамида»: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УСВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс»: | |
| - хранение результатов измерений и информации о состоянии | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| ИВК «ИКМ-Пирамида»: | |
| - хранение результатов измерений и информации о состоянии | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- журнал сервера сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс»:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал ИВК «ИКМ-Пирамида»:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера;
- ИВК «ИКМ-Пирамида».
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована);
- ИВК «ИКМ-Пирамида».
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 9 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 2 |
| Комплекс информационно-вычислительный | «ИКМ-Пирамида» | 1 |
| Сервер сбора и БД ЕЦСОИ АО «ЭнергосбыТ Плюс» | VMware Virtual Platform | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 21-2019 | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 228.00.000 ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 21-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «Владимирские коммунальные системы» (ПС 110 кВ «Берково», ПС 110 кВ «Ундол», ТП-58 6 кВ, ТП-726 6 кВ). Методика поверки», утвержденному ООО «АСЭ» 01.08.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (Рег. № 46656-11);
- термогигрометр Ива-6 (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АО «Владимирские коммунальные системы» (ПС 110 кВ «Берково», ПС 110 кВ «Ундол», ТП-58 6 кВ, ТП-726 6 кВ)», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «Владимирские коммунальные системы» (ПС 110 кВ «Берково», ПС 110 кВ «Ундол», ТП-58 6 кВ, ТП-726 6 кВ)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
76434-19: Методика поверки МП 21-2019Скачать8.1 Мб