Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Южная межрегиональная энергетическая компания" (ОАО "КалмЭнергоКом")

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 6378 от 12.12.11 п.08
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 44715
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения календарного времени, интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения 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-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии; по 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 КУЭ приведены в таблице 2.

2-ой уровень - устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее -УСПД) и каналообразующая аппаратура.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 418), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (№2369), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (ИК) № 1-12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

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

Для ИК № 13-16 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает непосредственно в ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Для передачи данных используются сотовые каналы связи стандарта GSM.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. Время ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. Время УСПД синхронизировано с временем ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение времени сервера сбора данных и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с УСПД (для ИК № 1-12) или с ИВК (для ИК №13-16) производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac

MD5

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

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePira-mida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

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 «ВНИ-ИМС».

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

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Номер точки измере-________ний

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погреш ность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

П/С 220/110/10 кВ «Э

>листа-Северная»

1

ПС 220/110/10 кВ "Элиста-Северная" 1СШ-10 кВ, яч.2, КЛ-10 кВ "1 микрорайон"

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав.№ 64030 Зав.№ 64050

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100

Зав.№ 3675

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06071125 87

СИКОН

С70 Зав.№ 06094

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

2

ПС 220/110/10 кВ "Элиста-Северная" 1СШ-10 кВ, яч.6, КЛ-10 кВ "3-4 микрорайон"

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 1000/5

Зав.№ 64045

Зав.№ 64039

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100

Зав.№ 3675

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06081100 41

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

3

ПС 220/110/10 кВ "Элиста-Северная" 1СШ-10 кВ, яч.8, КЛ-10 кВ "Складская зона"

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 33312 Зав.№ 75174

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3675

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06081100 97

СИКОН

С70 Зав.№ 06094

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

4

ПС 220/110/10 кВ "Элиста-Северная" 1СШ-10 кВ, яч.12, КЛ-10 кВ "Детская больница"

ТОЛ 10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав.№ 6080 Зав.№ 6081

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3675

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06081100 90

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ПС 220/110/10 кВ "Элиста-Северная"

2СШ-10 кВ, яч.24, КЛ-10 кВ "Аг-роснаб-1"

ТВК-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав.№ 35814 Зав.№ 35805

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3315

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06091102 71

СИКОН

С70 Зав.№ 06094

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

6

ПС 220/110/10 кВ "Элиста-Северная"

2СШ-10 кВ, яч.27, КЛ-10 кВ "Аг-роснаб-2"

ТВК-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав.№ 35803 Зав.№ 35823

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3315

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06091102 01

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

7

ПС 220/110/10 кВ "Элиста-Северная"

2СШ-10 кВ, яч.30, КЛ-10 кВ "Республиканская больница"

ТОЛ 10

Кл.т. 0,5 600/5

Зав.№ 3095

Зав.№ 3075

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100

Зав.№ 3315

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06091102 29

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

П/С 110/35/10 кВ «Элиста-Западная»

8

ПС 110/35/10 кВ "Элиста-Западная"

СШ-10 кВ, яч.1, ВЛ-10 кВ "Северный"

ТЛП-10-2

Кл.т. 0,5S 400/5

Зав.№ 19503

Зав.№ 19504

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100

Зав.№ 3697

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06091102 79

СИКОН

С70 Зав.№ 06093

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,3

9

ПС 110/35/10 кВ "Элиста-Западная"

СШ-10 кВ, яч.2, ВЛ-10 кВ "Южный"

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав.№ 5696 Зав.№ 7973

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3697

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06091102 73

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110/35/10 кВ "Элиста-Западная"

СШ-10 кВ, яч.4, ВЛ-10 кВ "Солнечный"

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав.№ 21916

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 400/5

Зав.№ 25236

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3697

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06091103 06

СИКОН

С70 Зав.№ 06093

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

11

ПС 110/35/10 кВ "Элиста-Западная"

СШ-10 кВ, яч.10, ВЛ10 кВ "Радиостанция"

ТЛК10-5

Кл.т. 0,5 200/5 Зав.№ 19517 Зав.№ 19544

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3697

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06091102 25

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

12

ПС 110/35/10 кВ "Элиста-Западная"

СШ-10 кВ, яч.13, ВЛ10 кВ "Северо

Западный жи-лой массив"

ТЛП-10-2

Кл.т. 0,5S 200/5 Зав.№ 19500 Зав.№ 19497

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3697

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06081126 04

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,3

П/С 110/35/10 кВ «Элиста-Восточная»

13

ПС 110/35/10 кВ "Элиста-Восточная", 1 СШ-10 кВ, яч.14, КЛ-10 кВ "ЦРП-1"

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав.№ 01708 Зав.№ 01718

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100

Зав.№ 5165

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06091103 15

ИВК «ИКМ-Пирамида» №418

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

14

ПС 110/35/10 кВ "Элиста-Восточная"

2СШ-10 кВ, яч.33, КЛ-10 кВ "ЦРП-2"

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав.№ 19391 Зав.№ 32442

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3637

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06081125 98

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

П/С 35/10 кВ «Лола»

15

ПС 35/10 кВ "Лола"

СШ-10 кВ, яч.3, ВЛ-10 кВ "Поселок"

ТВК-10

Кл.т. 0,5 50/5 Зав.№ 14183 Зав.№ 14186

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 3465

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06091103 01

ИВК «ИКМ-Пирамида» №418

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,2

±5,3

ТП-10/0,4 кВ №19А

16

ПС 35/10 кВ "Зверо-совхозная", ТП -10/0.4 кВ №19А(шко ла)

ВЛ-0.4 кВ "Школа"

Т-0,66

Кл.т. 0,5 50/5 Зав.№ 82158 Зав.№ 82635 Зав.№ 82610

_

ПСЧ-4ТМ.05М. 04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06081123 03

ИВК «ИКМ-Пирамида» №418

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,3

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 ^ 1,02) Uh; ток (1,0 ^ 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; температура окружающей среды

- температура окружающей среды: (20±5) °С.

5. Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети для ИК: напряжение (0,98 + 1,02) ином; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50°С; счетчиков - от минус 40 °С до + 60 °С; УСПД - от минус 10 °С до + 50 °С; ИВК - от + 10 °С до + 25 °С;

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

6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 °С до + 35 °С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом») порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

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

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;

- УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 168 часов.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источ

ника 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, параметриро-вании:

- 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).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом») типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

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

Наименование

Количество

Трансформатор тока ТВЛМ-10

6 шт.

Трансформатор тока ТОЛ 10

4 шт.

Трансформатор тока ТВК-10

6 шт.

Трансформатор тока ТЛП-10-2

4 шт.

Трансформатор тока ТЛМ-10

2 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10

4 шт.

Трансформатор тока ТЛК10-5

2 шт.

Трансформатор тока ТПОЛ-10

2 шт.

Трансформатор тока Т-0,66

3 шт.

Трансформатор напряжения НАМИ-10

5 шт.

Трансформатор напряжения НАМИ-10-95УХЛ2

1 шт.

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М

16 шт.

Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70

2 шт.

ИВК «ИКМ-Пирамида»

1 шт.

Методика поверки

21 шт.

Формуляр

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 48430-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в ноябре 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

• ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки - ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ;

• Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

• ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»;

• УСВ-2 - по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом»)».

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.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом»).

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание