Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго» (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 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003), ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22: 2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003), ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003)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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных ARIS МТ210, (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ). УСПД ведут опрос счетчиков ИИК №№ 5,6,7,8.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ГУП РК «Крымэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты ОРЭ.
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, с учетом коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН (для ИК №№ 11-18), которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД (для ИК №№ 5-8), где осуществляется, хранение измерительной информации, ее накопление и отображение информации по подключенным к УСПД устройствам, а также передача накопленных данных на верхний уровень системы. На верхнем уровне ИВК производится вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы (для ИК №№ 1-4, 9, 10, 19), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Синхронизация времени измерительно-информационных комплексов (ИИК) №№ 1,2,3,4 АИИС КУЭ ГУП РК «Крымэнерго» происходит от Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Кафа, зарегистрированной в государственном реестре средств измерений № 64778-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004A № 63184 от 24.08.2016 г.
Синхронизация времени измерительно-информационных комплексов (ИИК) №№ 5,6 АИИС КУЭ ГУП РК «Крымэнерго» происходит от Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Камыш-Бурун, зарегистрированной в государственном реестре средств измерений № 65169-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004A № 63604 от 23.09.2016 г.
АИИС КУЭ ГУП РК «Крымэнерго» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, входящим в состав УСПД «ARIS MT210», установленным на ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ±1 с. УСВ, входящее в состав УСПД «ARIS MT210», установленном на ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская, обеспечивает автоматическую коррекцию времени самого УСПД «ARIS MT210», установленного на ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская, а также часов счетчиков (ИИК №№ 7,8), расположенных на ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ не более чем на ±2 с. Коррекция часов УСПД «ARIS MT210», установленного на ПС 220/110/6 кВ Камыш-Бурун происходит от встроенного приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков (ИИК №№ 9,10,11,12,13,14,15,16), расположенных на ПС Севастополь 330 кВ, счетчиков (ИИК №№ 17,18), расположенных на ПС Бахчисарай 220 кВ и счетчика (ИИК №19), расположенного на ТП-229, проводится от часов сервера БД. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД либо часов счетчика и
сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
В системе АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными макетами XML формата 80020 со смежных АИИС КУЭ:
- АИИС КУЭ комплектной мобильной ГТЭС №4 на полуострове Крым, Площадка №1 Севастопольская, зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 65969-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.390A № 64446 от
23.12.2016 г.;
- АИИС КУЭ 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская, зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 67454-17, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.281A № 65994 от
19.05.2017 г.;
- АИИС КУЭ ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОГОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь, зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 67085-17, Свидетельство
об утверждении типа средств измерения RU.E.34.281A № 65608 от 05.04.2017 г.
- АИИС КУЭ ПС 220 кВ Кафа, зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 64778-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004A № 63184 от 24.08.2016 г.
- АИИС КУЭ ПС 220 кВ Камыш-Бурун, зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 65169-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004A № 63604 от 23.09.2016 г.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии 8.0 и выше, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о Н | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэне ргии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих усло-виях,% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 220/10 кВ Кафа; ОРУ 220 кВ; ВЛ 220 кВ Симферопольская -КафаI цепь | ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 | НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 | M802RALQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,5 |
| 2 | ПС 220/10 кВ Кафа; ОРУ 220 кВ; ВЛ 220 кВ Кафа -Феодосийская I цепь | ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 | НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 | M802RALQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,5 |
| 3 | ПС 220/10 кВ Кафа; ОРУ 220 кВ; ВЛ 220 кВ Кафа -Феодосийская II цепь | ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 | НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 | M802RALQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,5 |
| 4 | ПС 220/10 кВ Кафа; ОРУ 220 кВ; ВЛ 220 кВ Кафа -Насосная-2 | ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1 | НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 | M802RALQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,5 |
| 5 | ПС 220/110/6 кВ Камыш-Бурун; ОРУ 220 кВ; 2 СШ 220 кВ; Ввод 220 кВ АТ-2 | ТВ-220-Ы УХЛ2 Кл. Т. 0,2S 1000/5 | НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 | M802RALQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT210 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ПС 220/110/6 кВ Камыш-Бурун; ОРУ 220 кВ; СВ 220 кВ | ТВ-220-Ы УХЛ2 Кл. Т. 0,2S 1000/5 | НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 | А1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT210 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,5 |
| 7 | ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская; ОРУ 220 кВ; ВЛ 220 кВ Симферопольская -Кафа II цепь | ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 | ЗНОГ-220 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 | А1802RALQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT210 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,5 |
| 8 | ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская ; ОРУ 220 кВ; ОВ 220 кВ | ТФНД-220-1 Кл. т. 0,5 600/1 | ЗНОГ-220 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 | А1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | ARIS MT210 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,6 |
| 9 | ПС Севастополь 330 кВ, АТ-1 ввод 220 кВ | ТФЗМ-220Б Кл. т. 0,5 600/5 | НКФ-220 ПУ1 Кл. т. 0,5 220000:V3/100:V3 | ZMD402CT44.0457 S3 Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,6 |
| 10 | ПС Севастополь 330 кВ, АТ-2 ввод 220 кВ | ТФЗМ-220Б Кл. т. 0,5 600/5 | НКФ-220 ПУ1 Кл. т. 0,5 220000:V3/100:V3 | ZMD402CT44.0457 S3 Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,6 |
| 11 | ПС Севастополь 330 кВ, АТ-3 ввод 110 кВ | TG-145 Кл. т. 0,5 1500/5 | НКФ-110-83У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 | SL761В071 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,6 |
| 12 | ПС Севастополь 330 кВ, ОВ-110 кВ | TG-145 Кл. т. 0,5 1500/5 | НКФ-110-83У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 | SL761B071 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ПС Севастополь | TPO7 | ЗНОМ-35 | SL761B071 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 13 | 330 кВ, АТ-3 ввод 35 кВ | Кл. т. 0,5S 1500/5 | Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3 | - | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС Севастополь | Т-0,66 2У3 | | SL76m071 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±3,3 |
| 14 | 330 кВ, | Кл. т. 0,5S | - | - | | | |
| | ТСН-1 ввод 0,4 кВ | 1500/5 | | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| | ПС Севастополь 330 | Т-0,66 2У3 | | SL76m071 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| 15 | кВ, | Кл. т. 0,5 | - | - | | | |
| | ТСН-2 ввод 0,4 кВ | 1500/5 | | | реактивная | ±2,4 | ±5,5 |
| | ПС Севастополь | Т-0,66 2У3 | | SL76m071 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±3,3 |
| 16 | 330 кВ, | Кл. т. 0,5S | - | - | | | |
| | ТСН-3 ввод 0,4 кВ | 1500/5 | | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| | ПС Бахчисарай 220 кВ, | ТФЗМ-110Б | НКФ-110-57У1 | SL761В071 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 17 | ВЛ 110 кВ Бахчисарай -Мекензиевы Г оры | Кл. т. 0,5 600/5 | Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 | | реактивная | ±2,8 | ±5,6 |
| 18 | ПС Бахчисарай 220 кВ, ШОВ 110 кВ | ТВ-110/20 Кл. т. 0,5 600/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 | SL761В071 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,6 |
| | ТП-229, ВЛ 10 кВ ТП-229 - ТП-8193 с отпайкой на ТП-8468 | ТПЛУ-10 | НТМК-10 | ZMD405CT44.0457 | | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 19 | Кл. т. 0,5S 200/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | S2 Кл. т. 0,5S/1,0 | | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 19 от плюс 5 до плюс 35 °C.
4. 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 в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 19 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика A1802RALQ-F4GB-DW-4 | 120000 |
| для электросчетчика A1802RAL-F4GB-DW-4 | 120000 |
| для электросчетчика ZMD402CT44.0457 S3 | 80000 |
| для электросчетчика SL761B071 | 90000 |
| для электросчетчика ZMD405CT44.0457 S2 | 150000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 75000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Наименование характеристики | Значение |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
| менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОГФ-220 УХЛ1 | 46527-11 | 12 |
| Трансформатор тока | ТВ-220-Ы УХЛ2 | 46101-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-220 | 61432-15 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФНД-220-1 | 3694-73 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-220Б | 3694-73 | 6 |
| Трансформатор тока | TG-145 | 15651-12 | 6 |
| Трансформатор тока | TPO7 | 25431-08 | 3 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 2У3 | * | 9 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б | 2793-71 | 2 |
| Трансформатор тока | ТВ-110-20 | 4462-74 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛУ-10 | 41376-09 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НДКМ-220 УХЛ1 | 38000-08 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 60353-15 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ-220 | 61431-15 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220 ПУ1 | 26453-04 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58У1 | 1382-60 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-83У1 | 1188-84 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35 | 912-54 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 922-54 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМК-10 | 355-49 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-F4GB-DW-4 | 31857-11 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RAL-F4GB-DW-4 | 31857-11 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ZMD402CT44.0457 S3 | * | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | SL761B071 | 8 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ZMD405CT44.0457 S2 | 22422-07 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | ARIS MТ210 | 64151-16 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-351-2017 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.497 ПФ | - | 1 |
Примечание: * - применяются только на территории Республики Крым и города федерального значения Севастополь до 31.12.2020 г.
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-351-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10 ноября 2017 г.
Основные средства 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 без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков A1802RALQ-F4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков A1802RAL-F4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков ZMD405CT44.0457.S2 - по документу «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные Landis & Gyr Dialog серии ZMD и ZFD. Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 22 января 2007 г.;
- УСПД ARIS MТ210 - по документу ПБКМ.424359.009 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MТ210. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30 марта 2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- 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%.
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) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК "Крымэнерго"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК "Крымэнерго"")
69632-17: Методика поверки МП 206.1-351-2017Скачать10.6 Мб