Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт" (АО "ВПО "Точмаш")

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных ТК16Ь, СИКОН С70, СИКОН С1 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее -УСВ) РСТВ-01, УСВ-1.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер АО «Атомэнерго-промсбыт», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», УСВ-1, УСВ-3.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК № 3-8 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующих УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для ИК № 10 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно на уровен ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Из сервера базы данных информация передается по каналу связи Internet в виде xml-файлов формата 80020 в сервер АО «Атомэнергопромсбыт».

Для остальных ИК информация об энергопотреблении поступает на сервер базы данных из АИИС КУЭ ПС 220/110/6 кВ «Районная» (рег. № 42399-09) (по измерительным каналам 56, 62 согласно таблице 1) и АИИС КУЭ «Расширение Владимирского филиала ОАО «ТГК-6» (рег. № 56151-14) (по измерительному каналу 32 согласно таблице 2) в виде xml-макета формата 80020.

Передача информации от сервера АО «Атомэнергопромсбыт» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01, принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией РБУ, и устройствами синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-3, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS-приемника для УСВ-3). Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта сигналов относительно шкалы UTC(SU) для РСТВ-01 не более ±10 мс. Погрешность синхронизации не более ± 0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положнения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3 ±100 мкс.

Сервер АО «Атомэнергопромсбыт», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-3. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Сервер базы данных, установленный в отделе главного энергетика АО «ВПО «Точ-маш», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

УСПД СИКОН С70 (зав. № 02078) синхронизируется с сервером базы данных при каждом сеансе связи, корректировка осуществляется при расхождении на величину ±2 с. Сличение часов контроллеров СИКОН С70 (зав. № 02081) с часами соответствующих УСВ-1 осуществляется 1 раз в сутки, корректировка осуществляется при расхождении на величину ±2 с. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого контроллером СИКОН С70 (системное время) в сутки не более ±1 с.

Сличение часов контроллера СИКОН С1 с часами УСВ-1 осуществляется 1 раз в сутки, корректировка осуществляется при расхождении на величину ±2 с. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого контроллером (системное время) в сутки не более ±1 с.

Часы УСПД TK-16L синхронизированы с часами РСТВ-01, сличение ежеминутное, корректировка осуществляется при расхождении на величину ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД (или сервера базы данных для ИК № 10) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД (или сервера базы данных для ИК № 10) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД 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 АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш») используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят программы, 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 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156

a0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613

28cd77805bd1ba7

MD5

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271 acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3

215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

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 электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

Н

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

ИВКЭ

(ИВК)

Основная погрешность, %

По-

грешнос ть в рабочих услови-

1

2

3

4

5

6

7

8

ях9 %

АО «ВПО «Точмаш»

1

ПС

220/110/6/0,4 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, ф. 663 Точмаш ИК №5.1

ТЛМ-10-1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 0519; Зав. № 0665

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 2819

EPQS Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 461640

TK16L Зав. № 00039-227234-436

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,5

2

ПС 220/110/6/0,4 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6кВ, ф. 669 Точ-маш ИК №5.2

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 14133; Зав. № 14130

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 704

EPQS Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 461626

TK16L Зав. № 00039-227234-436

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,5

3

ПС 110/6 кВ "ВЭМЗ", ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, ф. 702 ИК №1

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 24068; Зав. № 23654

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № РПДВ

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073171

СИКОН С70 Зав. № 02078

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110/6 кВ

ТПОЛ-10

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 68710

СИКОН С70 Зав. № 02078

"ВЭМЗ", ЗРУ-6

Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

активная

±0,9

±2,9

4

кВ, 2 СШ, ф.

600/5

Кл. т. 0,2S/0,5

703 ИК №2

Зав. № 3955; Зав. № 3887

Зав. № 0108073175

реактивная

±2,3

±4,4

ПС 110/6 кВ

ТПОЛ-10

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1871

СИКОН С70 Зав. № 02078

"ВЭМЗ", ЗРУ-6

Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

активная

±1,1

±3,0

5

кВ, 4 СШ, ф. 731 ИК №3

1000/5 Зав. № 778; Зав. № 305

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073185

реактивная

±2,6

±4,5

ПС 110/6 кВ

ТПОЛ-10

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 68711

СИКОН С70 Зав. № 02078

"ВЭМЗ", ЗРУ-6

Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

активная

±0,9

±2,9

6

кВ, 3 СШ, ф.

1000/5

Кл. т. 0,2S/0,5

742 ИК №4

Зав. № 8035; Зав. № 431

Зав. № 0108073192

реактивная

±2,3

±4,4

7

ПС "Тепловые сети" (Владимирская ТЭЦ-1), ГРУ-6кВ, 1СШ, яч.28 ИК №5

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,2S 1000/5

НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70 Зав. № 02081

активная

±0,8

±1,6

Зав. № 7734; Зав. № 7835

Зав. № 68967; Зав. № 68968

Зав. № 0108073112

реактивная

±1,7

±2,7

8

ПС "Тепловые сети" (Владимирская ТЭЦ-1), ГРУ-6кВ, 2СШ, яч.23 ИК №6

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,2S 600/5

НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70 Зав. № 02081

активная

±0,8

±1,6

Зав. № 14530; Зав. № 14531

Зав. № 68970; Зав. № 68969

Зав. № 0108073099

реактивная

±1,7

±2,7

Окончание таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

Владимирская ТЭЦ-2, ПКРУ-6кВ, 2 секция яч.26 Точмаш ИК №1

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 22908; Зав. № 5658

НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 8706; Зав. № 9248

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 02050063

СИКОН С1 Зав. № 01509

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,5

10

РП-3 ввод №1 ф.26 ТЭЦ-2 ИК №1.1

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 22465; Зав. № 22466

НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 8649; Зав. № 9345

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802110997

FRONT RACK Зав. № ТС7700526

активная

реактивная

±1,3

±2,5

±3,2

±5,6

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.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ±

0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

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

4.    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон

силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 -

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон

силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 -

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии EРQS от минус 40 °C до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 °C до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

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

-    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №1-2 от плюс 15 °С до плюс 30 °С, для ИК 3-10 от плюс 10 °С до плюс 35 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на АО «ВПО «Точмаш» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик EРQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД ТК16Ь - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    РСТВ-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш») типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТЛМ-10-1

2473-00

2

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

1261-02

14

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

4

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

11094-87

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

2

Трансформатор напряжения

НОМ-6-77

17158-98

4

Трансформатор напряжения

НОМ-6

159-49

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

EРQS

25971-03

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

7

Счетчик электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

1

Устройство сбора и передачи данных

TC16L

36643-07

1

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-05

2

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С1

15236-03

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

51644-12

1

Радиосервер точного времени

РСТВ-01

40586-12

1

Программное обеспечение

«Пирамида 2000»

-

1

1

2

3

4

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 61468-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2015 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»;

•    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»;

•    счетчиков EРQS - по документу РМ 1039597-26:2002 «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS», согласованному с Государственной службой метрологии Литовской Республики в 2002 г.;

•    счетчиков СЭТ-4ТM.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

•    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатаци ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

•    УСПД ТК16Ь - по документу «Устройство сбора и передачи данных ТК16Ь для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2007 г.;

•    УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;

•    УСПД СИКОН С1 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

•    Устройство синхронизации времени УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

•    Устройство синхронизации времени УСВ-3 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

•    Радиосервер точного времени РСТВ-01 - по документу «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика поверки ПЮЯИ.468212.039МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.11;

•    УСПД СИКОН С1 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

•    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;

•    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш»)

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.

Развернуть полное описание