Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" №9

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №9 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации, формирования отчётных документов, передачи данных в утвержденных форматах в АО «АТС» и другие заинтересованные организации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.

2-й    уровень -измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, специализированное программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS-на сервер ИВК «ИКМ-Пирамида», где производится обработка измерительной информации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение результатов измерений, оформление отчётных документов, а также передача информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента. При отказе основного канала сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» переключается на резервный, организованный по технологии CSD стандарта GSM.

Сформированные XML-отчеты передаются заинтересованным организациям и участникам Оптового рынка электроэнергии (мощности) по выделенному каналу доступа в сеть Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее-СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) установленного на уровне ИВК и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Сравнение показаний часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 происходит 1 раз в час. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного ГЛОНАСС/GPS-приёмника к шкале координированного времени UTC ±10 мкс. Синхронизация часов сервера и УСВ-2 осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) в сутки, не более ±3 с. Сличение показаний часов счетчиков и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с часами сервера на величину более чем ±1 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» 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 установлено ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1

2

Наименование ПО

«Пирамида 2000»

1.Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

2.Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

3.Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

4.Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

5.Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

1

2

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

б.Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

7.Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Б.Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

^Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

10.Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

о,

е

ме

о

Н

Наименование

объекта

Состав измерительного канала

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

ИВК

УСВ

Основная погрешность, (±) %

Погрешность в рабочих условиях, (±) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ВРУ-0,4 кВ Фабрики, сш-0,4 кВ, Ввод-0,4 кВ

Т-0,66 Ктт= 300/5 Кл.т. 0,5 Рег.№22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

0

-

0

7

2

4

№.

и

(U

Р

й

«

и

м

а

а

и

П

-

1

УСВ-2, Рег.№ 41681-10

активная

реактивная

1,1

1,8

2.9

4.9

2

ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

ТНШЛ 0,66 Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1673-69

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

активная

реактивная

1,1

1,8

2.9

4.9

3

ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-2

ТНШЛ 0,66 Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1673-69

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

активная

реактивная

1,1

1,8

2.9

4.9

4

ТП-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

ТНШЛ 0,66 Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1673-69

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

активная

реактивная

1,1

1,8

2.9

4.9

5

ТП-16 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

Т-0,66 Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

активная

реактивная

1,1

1,8

2.9

4.9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

6

ТП-16 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

Т-0,66 Ктт= 2000/5

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

активная

1,1

3,0

ввод 0,4 кВ тр-ра Т-2

Кл.т. 0,5S Рег.№22656-07

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

реактивная

1,8

5,0

7

ТП-16 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 1

ТОЛ-НТЗ-10-01

Ктт= 75/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 51679-12

3х ЗНОЛ-НТЗ-6 Ктн= (6000/V3)/(100V3/) Кл.т. 0,5 Рег.№51676-12

СЭТ 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 36697-12

0

-

0

Г-

2

5

4

%

е

Р

»а

д

и

м

ей

р

и

П

-

1

активная

реактивная

1,3

2,1

3.0

5.0

8

ТП-16 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6кВ, яч. 4

ТОЛ-НТЗ-10-01

Ктт= 75/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 51679-12

3х ЗНОЛ-НТЗ-6 Ктн= (6000/V3 )/(100/V3) Кл.т. 0,5 Рег.№ 51676-12

СЭТ 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 36697-12

УСВ-2 ,Рег.№ 41681-10

активная

реактивная

1,3

2,1

3.0

5.0

9

ТП №2 (6/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ф. 6

Т-0,6 6 УЗ Ктт= 100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 52667-13

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

активная

реактивная

1,1

1,8

2.9

4.9

10

ТП №2 (6/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ф. 10

Т-0,66 УЗ Ктт= 200/5

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

активная

1,1

2,9

Кл.т. 0,5 Рег.№ 52667-13

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

реактивная

1,8

4,9

11

ТП №2 (6/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ф. 20

Т-0,66 УЗ Ктт= 200/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 52667-13

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

активная

реактивная

1,1

1,8

2.9

4.9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

ТП №3 (6/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ф. 3

Т-0,66 УЗ Ктт= 200/5

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

активная

1,1

2,9

Кл.т. 0,5 Рег.№ 52667-13

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

реактивная

1,8

4,9

13

ТП №3 (6/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ф. 17

Т-0,66 УЗ Ктт= 200/5

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

активная

1,1

2,9

Кл.т. 0,5 Рег.№ 52667-13

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

реактивная

1,8

4,9

14

ТП №3 (6/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ф. 23

Т-0,66 УЗ Ктт= 200/5

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

0

1

О

7

2

5

%

е

»а

К

м

а

р

К

П

-

активная

1,1

2,9

Кл.т. 0,5 Рег.№ 52667-13

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-12

0

реактивная

1,8

4,9

15

ЗТП-И0207 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш.

ТТИ-100 Ктт= 1000/5

ПСЧ-

4ТМ.05М.16

81

6

№.

Р

2.

PQ

С

У

активная

1,1

2,9

0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

Кл.т. 0,5 Рег.№ 28139-12

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 36355-07

реактивная

1,8

4,9

16

ЗТП-И0207 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-2

ТТИ-100 Ктт= 1000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 36355-07

активная

реактивная

1,1

1,8

2.9

4.9

17

ТП-И0507 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, руб. 5

Т-0,66 УЗ Ктт= 600/5

ПСЧ-

4ТМ.05М.16

активная

1,1

2,9

Кл.т. 0,5 Рег.№ 52667-13

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 36355-07

реактивная

1,8

4,9

ВЛ 10кВ ПС 110 кВ

ЗНОЛП-ЭК-10 М1Т №14-33735 №14-32585 №14-32583 Ктн= 10000/100 КТ 0,5

Новая Малыкла -

ТЛО-10

СЭТ-

активная

1,3

3,0

18

КТП-4291, оп.9 Л,

Ктт= 50/5

4ТМ.03М.01

пункт учета и секционирования 6-10 кВ

Кл.т. 0,5 Рег.№ 25433-11

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 36697-12

реактивная

2,1

5,0

рег. № 68841-17

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

19

КТП-4279 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш.

ТШП-0,66 Ктт= 300/5

-

Меркурий 234 ARTM-03 PB.G

активная

1,1

3,0

0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

Кл.т. 0,5S Рег.№ 58385-14

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 48266-11

реактивная

1,8

5,0

20

ЗТП-1 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

ТШП-0,66 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 15173-06

Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 48266-11

активная

реактивная

1,1

1,8

2.9

4.9

ЗТП-2 10/0,4 кВ, РУ-

ТШП-0,66 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№58385-14

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 48266-11

0

-

0

Г-

2

5

4

%

е

Рч

»а

д

и

S

а

р

и

С

-

активная

1,1

2,9

21

0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

0

-

ОО

6

41

%

е

реактивная

1,8

4,9

22

ЗТП-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-2

ТТЭ-А 0,66 Ктт= 600/5

Меркурий 234 ART-03 P

активная

1,1

2,9

Кл.т. 0,5 Рег.№ 67761-17

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 48266-11

реактивная

1,8

4,9

23

ЗТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

ТШП-0,66 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 15173-06

-

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 48266-11

2.

о

У

активная

реактивная

1,1

1,8

2.9

4.9

24

ЗТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-2

ТТИ-60 Ктт= 600/5

Меркурий 234 ART-03 P

активная

1,1

2,9

Кл.т. 0,5 Рег.№ 28139-12

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 48266-11

реактивная

1,8

4,9

25

КТП-4278 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4

ТТИ-30 Ктт= 200/5

Меркурий 234 ARTM-03 PB.G

активная

1,1

2,9

кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

Кл.т. 0,5 Рег.№ 28139-12

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 48266-11

реактивная

1,8

4,9

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Допускается замена измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков, УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Симбирская энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

4    В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в нормальных условиях эксплуатации, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,8 ^тф=0,6); токе ТТ, равном 100 % от Ьюм, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 °С до плюс 35 °С.

Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №6, 19 (I = 0,01 !ном, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 35°С), для ИК №1-5, 7-18, 20-25 (I = 0,05 !ном, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35°С).

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

25

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 98 до 102

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,9

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2 до 120

- коэффициент мощности cosj(sinj)

от 0,5 инд. до 0,8 емк

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

- ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК

от -40 до +60

- Меркурий 234

от -45 до +75

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

- ПСЧ-4ТМ.05М

140000

- СЭТ-4ТМ.03М;

165000

- Меркурий 234.

220000

- ПСЧ-4ТМ.05МК

165000

УСВ-2:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее:

- СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М

113,7

- ПСЧ-4ТМ.05МК

- каждого массива профиля, при времени интегрирования

114

30 минут, сут

- Меркурий 234 ARTM

хранение информации за предыдущие, сут

120

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал ИВК «ИКМ-Пирамида»:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и ИВК «ИКМ-Пирамида»;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида»;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована). Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №9 типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

ТШП-0,66

12 шт.

Трансформатор тока

ТТИ-60

3 шт.

Трансформатор тока

ТТИ-30

3 шт.

Трансформатор тока

ТТЭ-А 0,66

3 шт.

Трансформатор тока

ТТИ-100

6 шт.

Трансформатор тока

Т-0,66

9 шт.

Трансформатор тока

ТЛО-10

3 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10-1

6 шт.

1

2

3

Трансформатор тока

Т-0,66 УЗ

21 шт.

Трансформатор тока

ТНШЛ -0,66 У62

9 шт.

Трансформатор напряжения

3х ЗНОЛ-НТЗ-6

6 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10 М1Т

3 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

12 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

3 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 ARTM-03 PB.G

3 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 ART-03 P

4 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.16

3 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1 шт.

Информационно-вычислительный комплекс

«ИКМ-Пирамида»

1 шт.

Методика поверки

МП 4222-09-7325106267-2017

1 экз.

Формуляр

ФО 4222-09-7325106267-2017

1экз

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-09-7325106267-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №9. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 12.10.2017 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

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

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

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1»;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М». Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146 РЭ1;

-    счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05. 2012 г.;

-    счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05. 2012 г.;

-    счетчики электрической энергии Меркурий 234 - в соответствии с документом «Счётчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01.09.2011 г.

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    УСВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10) -в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

-    термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрихкодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №9. МВИ 4222-09-7325106267-2017, аттестованной в соответствии с требованиями Приказа Минпромторга РФ от 15.12.2015 г. № 4091 ФБУ «Самарский ЦСМ» 11.09.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» № 9

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. 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. (ЕЕС 62053-23:2003, MOD) ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия

Развернуть полное описание