Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) на объектах филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Алтайэнерго"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) на объектах филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергиии (мощности), календарного времени, интервалов времени, а также сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

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 измерительныетрансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и 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 приведены в таблицах 2-4.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства синхронизации времени и каналообразующую аппаратуру;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго», сервер баз данных, устройство синхронизации времени, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

Все измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС.

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 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.

Каждые 30 минут цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется сбор и хранение результатов измерений в собственной памяти. УСПД передаёт результаты измерений в ИВК.

ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты ТТ и ТН. Сервер баз данных осуществляет хранение в базе данных SQL результатов измерений. АРМ обеспечивает визуальный просмотр результатов измерений из баз данных и автоматическую передачу результатов измерений во внешние системы в формате XML, в том числе в филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - ЗСП МЭС, филиал ОАО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ и другим заинтересованным организациям.

Связь между ИВКЭ и ИВК осуществляется по каналу передачи данных сотового оператора, образованному GSM-модемами.

Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС системами осуществляется по основному и резервному каналам связи. В качестве основного канала связи используется глобальная сеть передачи данных Интернет, в качестве резервного канала связи используется телефонная линия общего доступа и модем AnCom.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Контроль времени в часах счетчиков ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения часов счетчиков и УСПД на величину более ± 2 секунды.

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически, через устройств синхронизации времени УСВ-1, принимающих сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и которые подключены к УСПД по интерфейсу RS-232.

В ИВК «ИКМ-Пирамида» ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» используется устройство синхронизации времени УСВ-1, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация часов серверов ИВК выполняется один раз в час по сигналам УСВ-1, погрешность синхронизации не более 0,5 сек.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, часы счетчиков корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные

признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

CalcLeak-

age.dll

Cal-

cLosses.dl

l

Metrol-

ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-

seIEC.dll

Parse-

Mobus.dll

ParsePi-

ramida.dll

SynchroN

SI.dll

VerifyTim

e.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b

1b219065

d63da9491

14dae4

b1959ff70

be1eb17c8

3f7b0f6d4

a132f

d79874d1

0fc2b156a

0fdc27e1c

a480ac

52e28d7b6

08799bb3c

cea41b548

d2c83

6f557f885

b7372613

28cd77805

bd1ba7

48e73a928

3d1e66494

521f63d00

b0d9f

c391d6427

1acf4055b

b2a4d3fe1

f8f48

ecf532935

ca1a3fd32

15049af1f

d979f

530d9b01

26f7cdc23

ecd814c4e

b7ca09

1ea5429b2

61fb0e288

4f5b356a1

d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство

об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

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 счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

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

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

S

о

К

Состав измерительного канала

Наименование объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Сервер,

СОЕВ

Вид электроэнергии

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 110/10 кВ «Кулундинская»

1

ПС 110/10 кВ «Кулундинская» ПК-240

А, С: ТФНД-110М;

В: ТФЗМ-110Б1 Коэф. тр. 300/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-110 УХЛ1 Коэф. тр. 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

2

ПС 110/10 кВ «Кулундинская» МК-125

ТВ-110-IX Коэф. тр. 300/1 Кл. т. 0,5S

НАМИ-110 УХЛ1 Коэф. тр. 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН

С70

ИВК

«ИКМ-

Пирамида»;

активная

реактивная

3

ПС 110/10 кВ «Кулундинская» МК-126

ТВ-110-IX Коэф. тр. 300/1 Кл. т. 0,5S

НАМИ-110 УХЛ1 Коэф. тр. 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

УСВ-1

активная

реактивная

4

ПС 110/10 кВ «Кулундинская» 0В-110

ТВ-110-IX Коэф. тр. 300/1 Кл. т. 0,5S

НАМИ-110 УХЛ1 Коэф. тр. 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 110/35/10 кВ «Ельцовская»

5

ПС 110/35/10 кВ «Ельцовская» БЕ-26

ТФНД-110М Коэф. тр. 300/5 Кл. т. 0,5

НКФ-110-83У1 Коэф. тр. 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН

С10

ИВК

«ИКМ-

Пирамида»;

УСВ-1

активная

реактивная

6

ПС 110/35/10 кВ «Ельцовская» ОВ-110

ТФНД-110М Коэф. тр. 300/5 Кл. т. 0,5

НКФ-110-83У1 Коэф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

ПС 35/10 «Веселоярская»

7

ПС 35/10 «Веселоярская» Л-31-11

ТОЛ-СЭЩ-10 Коэф. тр. 100/5 Кл. т. 0,5S

НАМИТ-10-2 Коэф. тр. 10000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН

С10

ИВК

«ИКМ-

Пирамида»;

УСВ-1

активная

реактивная

ПС 110/35/6 «Горняцкая»

8

ПС 110/35/6 «Горняцкая» ввода гибких шинопровод от 1 сш к 4 сш

ТОГ-110 Коэф. тр. 600/5 Кл. т. 0,2S

НКФ-110 Коэф. тр. 110000/V3:100/V3 Кл. т. 1,0

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН

С10

ИВК

«ИКМ-

Пирамида»;

УСВ-1

активная

реактивная

9

ПС 110/35/6 «Горняцкая» ввода гибких шинопровод от 2 сш к 3 сш

ТОГ-110 Коэф. тр. 600/5 Кл. т. 0,2S

НКФ-110-57 Коэф. тр. 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), %

cosj = 0,9

cosj = 0,8

cosj = 0,5

cosj = 0,9

cosj = 0,8

cosj = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,9

1,1

1,9

1,1

1,3

2,1

0,2Iн1<I1<Iн1

1,2

1,5

2,7

1,3

1,7

2,8

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

2,2

2,8

5,3

2,3

2,9

5,4

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

-

-

-

-

-

-

2-4

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,9

1,1

1,9

1,1

1,3

2,1

0,2Iн1<I1<Iн1

0,9

1,1

1,9

1,1

1,3

2,1

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,2

1,5

2,7

1,3

1,7

2,8

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

2,2

2,8

5,3

2,3

2,9

5,4

5-6

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1,0

1,3

2,2

1,2

1,5

2,3

0,2Iн1<I1<Iн1

1,3

1,6

2,9

1,5

1,8

3,0

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

2,3

2,9

5,4

2,4

3,0

5,5

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

-

-

-

-

-

-

7

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1,2

1,4

2,3

1,8

2,2

2,9

0,2Iн1<I1<Iн1

1,2

1,4

2,3

1,8

2,2

2,9

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,4

1,7

3,0

2,0

2,4

3,5

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

2,5

3,0

5,5

3,1

3,5

5,8

8

(ТТ 0,2S; ТН 1,0; Сч 0,2S)

1,4

1,6

2,6

1,5

1,8

2,7

0,2Iн1<I1<Iн1

1,4

1,6

2,6

1,5

1,8

2,7

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,4

1,6

2,7

1,5

1,8

2,8

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

1,7

1,9

3,2

1,8

2,1

3,3

9

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,8

0,9

1,5

1,0

1,2

1,7

0,2Iн1<I1<Iн1

0,8

0,9

1,5

1,0

1,2

1,7

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

0,9

1,0

1,6

1,1

1,3

1,8

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

1,3

1,5

2,3

1,4

1,7

2,4

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), %

cosj = 0,9

cosj = 0,8

cosj = 0,5

cosj = 0,9

cosj = 0,8

cosj = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5)

1н1<11<1,21н1

2,3

1,6

1,1

2,4

2,0

1,7

0,21н1<11<1н1

3,2

2,2

1,4

3,4

2,4

1,6

0,051н1<11<0,21н1

6,3

4,3

2,5

6,4

4,5

2,7

0,021н1<11<0,051н1

-

-

-

-

-

-

2-4

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5)

1н1<11<1,21н1

2,3

1,6

1,1

2,9

2,4

2,1

0,21н1<11<1н1

2,3

1,6

1,1

2,9

2,4

2,1

0,051н1<11<0,21н1

3,2

2,3

1,4

3,7

2,9

2,2

0,021н1<11<0,051н1

6,3

4,4

2,6

6,5

4,7

3,2

5-6

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)

1н1<11<1,21н1

2,6

1,8

1,2

2,7

2,2

1,8

0,21н1<11<1н1

3,5

2,4

1,5

3,6

2,6

1,7

0,051н1<11<0,21н1

6,4

4,4

2,6

6,5

4,6

2,8

0,021н1<11<0,051н1

-

-

-

-

-

-

7

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)

1н1<11<1,21н1

2,8

2,1

1,5

4,4

4,0

3,8

0,21н1<11<1н1

2,8

2,1

1,5

4,4

4,0

3,8

0,051н1<11<0,21н1

3,6

2,6

1,8

5,0

4,3

3,9

0,021н1<11<0,051н1

6,5

4,6

3,0

7,4

5,8

4,5

8

(ТТ 0,2S; ТН 1,0; Сч 0,5)

1н1<11<1,21н1

3,0

2,2

1,5

3,1

2,5

2,0

0,21н1<11<1н1

3,0

2,2

1,5

3,2

2,4

1,8

0,051н1<11<0,21н1

3,2

2,3

1,6

3,5

2,7

2,0

0,021н1<11<0,051н1

3,9

3,0

2,0

4,7

4,0

2,6

9

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5)

1н1<11<1,21н1

1,7

1,3

1,0

1,9

1,7

1,7

0,21н1<11<1н1

1,7

1,3

1,0

2,0

1,6

1,3

0,051н1<11<0,21н1

2,0

1,6

1,1

2,4

2,1

1,6

0,021н1<11<0,051н1

3,0

2,5

1,6

4,0

3,5

2,3

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:

диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Ином; диапазон силы тока (1 - 1,2) 1ном, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды:

ТТ и ТН от минус 40 до плюс 50 °C;

счетчиков от 0 до плюс 35 °C;

УСПД от плюс 15 до плюс 25 °C;

ИВК отплюс 10 до плюс 30 °C;

-    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 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-параметры сети:

диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Цн2;

диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2)1н2;

коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии от минус 0 до плюс 35 °C;

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

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 0 до плюс 35°C.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки до отказа не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки до отказа не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД СИКОН С10 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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 УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    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;

-    УСПД;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида»;

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

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 30 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 5 лет;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) на объектах филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 8.

Таблица 8 - Комплектность АИИС

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество,

шт.

Трансформатор тока

ТФНД-110М

2793-71

8

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б1

2793-71

1

Трансформатор тока

ТВ-110-IX

32123-06

9

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

2

Трансформатор тока

ТОГ-110

49001-12

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

6

Трансформатор напряжения

НКФ-110-83У1

1188-84

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

16687-07

1

Трансформатор напряжения

НКФ-110

922-54

3

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57

14205-05

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02

20175-01

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

4

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-05

1

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С10

21741-01

3

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

5

Информационно-вычислительный

комплекс

«ИКМ-Пирамида»

45270-10

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

АСВЭ 137.00.000 ФО

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 63288-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) на объектах филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в январе 2016 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»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по документу ИЛГШ.411152.087 РЭ1 «Методика поверки», согласованной с Нижегородским ЦСМ.

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Методика поверки», согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    УСПД СИКОН С10 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки ВЛСТ 180.00.000 И1», утверждённой ВНИИМС;

-    УСПД СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утверждённым ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;

-    УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ. 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.09.2004 г.;

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

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (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%.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии на объектах филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) на объектах филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго»

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.

Развернуть полное описание