Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УралАТИ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации в АО «АТС», и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), который включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), который включает в себя сервер сбора данных (далее - ССД), сервер энергосбытовой компании ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд» (далее - СЭК), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2), автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве ССД используется компьютер на базе серверной платформы HP ProLiant DL320G6 с программным обеспечением Iskramatic SEP2W.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- ССД формирует XML макет и отправляется электронным письмом в адрес СЭК, на котором на XML макет ставится ЭЦП.
- СЭК осуществляет отправку XML макета, подписанного ЭЦП в адрес
ПАК АО «АТС».
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от не
санкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Для получения информации со счетчиков ССД формирует запрос. Счетчик в ответ, по информационным линиям связи интерфейса RS-485, пересылает данные на ССД. ССД при помощи программного обеспечения (ПО SEP2W) осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Ethernet (основной) GSM (резервный) на СЭК.
Передача информации от СЭК в ПАК АО «АТС» с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ, а также в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «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.
СЭК также осуществляет приём xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 из ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-10), на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), и эталонным источником системного времени тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер). В комплект УСВ-2 входят антенный блок для наружной установки и блок питания с интерфейсами. Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. При отсутствии УСВ-2, синхронизация сервера БД АИИС КУЭ осуществляется от тайм-сервера, обеспечивающего передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую корректировку времени.
Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника УСВ-2 или тайм-сервера более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника УСВ-2 или тайм-сервера не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО ССД. Программные средства ССД содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО Iskramatic SEP2W, ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентиф икацион-ное наименование программного обеспечения | Идентификационные наименования модулей ПО | Номер версии (иден-тифткаци-онный номер) программного обеспече ния | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО АИИС КУЭ (ССД) | Windows Silver 2008 R2 | - | Х15-52729 | - | - |
| Iskramatic SEP 2W | - | 1.64 | - | - |
| ПО АИИС КУЭ (СЭК) | ПК «Энергосфера» | pso_metr.dll | 1.1.1.1 | CBEB6F6CA693 18BED976E08A2 BB7814B | MD5 |
| ПО «SEP2W» | Программа - планировщик опроса и сбора результатов измерений (стандартный каталог для всех модулей C:\Program Files\SEP2W\) | Sep2Collect.exe | 1.64a | 344BB34F027BF 972946016E6B1 EC3623 | MD5 |
| Программа для управления БД SEP2 | Sep2DbManage r.exe | 1.64 | A622BE2696CD 9BC690DF2453A A85271E |
| Г енератор отчетов, отображение информации в графическом или табличном видах | Sep2Report.exe | 1.65 | 341611CD1BED A6A40191CCB6 89564A97 |
ПО Iskramatic SEP2W не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | СС Д | Наименование измеряемой величины |
| ТТ | ТН | Счётчик |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ТП-12 6кВ, РУ-6кВ, 2сш 6кВ, яч.6 | ТПЛ-10-1 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=200/5 Рег. № 22192-07 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70 | MT851-T1A32R42- V12L10.1- M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | HP ProLiant DL320G6 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 2 | ТП-9 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ Т-1 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 3 | ТП-2 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A31R41- V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 4 | ТП-3 6кВ, РУ-6кВ Ввод-1 | ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=100/5 Рег. № 1261-08 | ЗНОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 3344-08 | MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 5 | ТП-5 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ Т-1 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=800/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A31R41- V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 18 | ТП-5А 6/0,4кВ, 1ЩСУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=2000/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A31R41- V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 6 | ТП-11 6 кВ, РУ-6кВ, яч.1 | ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70 | MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ТП-1 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | HP ProLiant DL320G6 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 8 | ТП-10 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 9 | ТП-10 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 10 | ТП-11 6 кВ, РУ-6кВ, яч.10 | ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 831-53 | MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 11 | ТП-1 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 12 | ТП-5 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ Т-2 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=800/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 19 | ТП-5А 6/0,4кВ, 1ЩСУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=2000/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 13 | ТП-12 6кВ, РУ-6кВ 1сш 6кВ, яч.5 | ТПЛ-10-1 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=200/5 Рег. № 22192-07 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70 | MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 14 | ТП-9 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 15 | ТП-2 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 | ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07 | Прямое включение | MT851-T1A32R42- V12L10.1- M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | HP ProLiant DL320G6 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 16 | ТП-15 6кВ, РУ-6кВ, 1сш 6кВ, яч.7 | ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=600/5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70 | MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 17 | ТП-15 6 кВ, РУ-6кВ, 2сш 6кВ, яч.14 | ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5; Ктт=600/ Рег. № 1261-08 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70 | MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
| 20 | Щит АВР 0,4кВ ф. ОАО «МТС» | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5; Ктт=15/5 Рег. № 15174-06 | Прямое включение | MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02 | Энергия активная, реактивная Кадендарное время |
Таблица 3
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
| Номер канала | cos ф | 65 %, I5 %— 1изм< I20 % | 620 %, I20 %— 1изм< 1100 % | 6100 %, 1100 %< I-изм— I120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ИК № 2-3, 5, 7-9, 11-12, 14-15, 18-20 Сч. 0,5S; ТТ 0,5 | 1 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,9 | ±2,8 | ±2,0 | ±1,9 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±2,0 |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,6 | ±2,2 |
| 0,6 | ±4,7 | ±2,9 | ±2,5 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,8 |
| ИК № 1, 4, 6, 10, 13, 16-17 Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5 | 1 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,8 |
| 0,9 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,0 |
| 0,8 | ±3,4 | ±2,4 | ±2,2 |
| 0,7 | ±4,0 | ±2,7 | ±2,4 |
| 0,6 | ±4,8 | ±3,1 | ±2,7 |
| 0,5 | ±5,9 | ±3,6 | ±3,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер канала | cos ф/sin ф | 35 %, I5 %— 1изм< I20 % | 320 %, I20 %— 1изм< I100 % | 3100 %, 1100 %— 1изм— 1120 % |
| ИК № 2-3, 5, 7-9, 11-12, 14-15, 18-20 Сч. 1,0; ТТ 0,5 | 0,8/0,6 | ±5,6 | ±3,6 | ±2,8 |
| 0,7/0,7 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,6 |
| 0,6/0,8 | ±4,3 | ±2,8 | ±2,5 |
| 0,5/0,9 | ±3,8 | ±2,6 | ±2,5 |
| ИК № 1, 4, 6, 10, 13, 16-17 Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5 | 0,8/0,6 | ±5,6 | ±3,4 | ±2,9 |
| 0,7/0,7 | ±4,9 | ±3,1 | ±2,7 |
| 0,6/0,8 | ±4,3 | ±2,9 | ±2,6 |
| 0,5/0,9 | ±3,9 | ±2,7 | ±2,5 |
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. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 3 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1, УСВ-2 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом 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 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, °C | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 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 | по ГОСТ 7746 |
| - температура окружающей среды для ТН | по ГОСТ 1983 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электроэнергии типа МТ851, °C: | от -40 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - МТ851 | 1847754 |
| - УСВ-2 | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ССД: - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 94,2 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 2 |
| ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ-2, ССД, СЭК, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ССД, СЭК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УралАТИ» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10-3 У3 | 10 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-1 У2 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТНШЛ-0,66 У2 | 36 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6 | 3 |
| Счётчик электрической энергии | МТ851 | 20 |
| Преобразователь интерфейса | МОХА Nport 5130 RS485/Ethernet | 10 |
| Сервер сбора данных | HP ProLiant DL320G6 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC 1500VA | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC 650 VA | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | Iskramatic SEP 2W | 1 |
| Паспорт - формуляр | ИЮНД .411711.038.ФО-ПС | 1 |
| Методика поверки | МП 1035/446-2011 (с изменением № 1) | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1035/446-2011 (с изменением № 1) «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УралАТИ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» 27.09.2017 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 типа МТ851 - по документу ГОСТ 8.584-2004;
- УСВ-2 - в соответствии с документом «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
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 «АИИС КУЭ ОАО «УралАТИ». Технорабочий проект ИЮНД.411711.038.РП.
Нормативные документы
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
