Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) на объектах филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Алтайэнерго"
- Филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Алтайэнерго", г.Барнаул
-
Скачать
63288-16: Методика поверкиСкачать1.1 Мб
63288-16: Описание типа СИСкачать130.8 Кб
- 21.11.24
- 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.