Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Тамбовская энергосбытовая компания"
Номер в ГРСИ РФ: | 72425-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 72425-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Тамбовская энергосбытовая компания" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 179 |
Производитель / Заявитель
ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
72425-18: Описание типа СИ | Скачать | 123.3 КБ | |
72425-18: Методика поверки МП 26.51.43-01-3329074523-2018 | Скачать | 874.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 и RTU-325T (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя три центра сбора и обработки информации - ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго», ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» и ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации системного времени (далее-УССВ) на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000». ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ включает в себя сервер с установленным ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УССВ-2, локально-вычислительную сеть, АРМ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» включает в себя сервер с установленным ПО «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, АРМ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. 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 электроэнергии (W, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Для измерительных каналов (далее - ИК) (№1 и №2), состоящих из трех уровней, цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных в ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по электронной почте (макет XML 80020).
Для ИК (№3 и №4), состоящих из двух уровней, цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на вход GSM-модема, откуда по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по электронной почте (макет XML 80020).
Для ИК (№5, №6 и №7), состоящих из трех уровней, цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по электронной почте (макет XML 80020).
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам, осуществляется из ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, подключенного к ИВК «ИКМ-Пирамида» филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго», УССВ-2, подключенного к серверу ООО «Котовская ТЭЦ» и УСВ-2, подключенного к серверу ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». Устройства синхронизации системного времени синхронизируют собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемников.
Сервер, установленный в ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» и УСПД RTU-325T ежесекундно сравнивают свое системное время со временем УССВ-2, установленным в ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ». В ИК (№1 и №2) сличение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД RTU-325T производится во время сеанса связи со счетчиками (но не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчика с часами УСПД осуществляется при обнаружении расхождения больше ±2 секунды.
ИВК «ИКМ-Пирамида», установленное в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Там-бовэнерго», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1, установленным в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго». Сличение часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. В ИК (№3 и №4) часы счетчиков синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», установленного в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго». Сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (но не реже 1 раза в сутки), коррекция часов счетчиков осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. В ИК (№5, №6 и №7) шкала времени УСПД СИКОН С70 синхронизирована со шкалой времени ИВК «ИКМ-Пирамида», установленного в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбов-энерго», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (но не реже 1 раза в сутки), коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (но не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчика с часами УСПД СИКОН С70 осуществляется при обнаружении расхождения больше ±3 секунды.
Сервер, установленный в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания», периодически (1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2, установленным в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». Коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «АльфаЦЕНТР». ПО «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 ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные признаки |
Значение |
1 |
2 |
ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» и ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» (ПО «Пирамида 2000») | |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcClients.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcLeakage.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcLosses.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
Metrology.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
1 |
2 |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseBin.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseIEC.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseModbus.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParsePiramida.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
SynchroNSI.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
Идентификационное наименование модулей ПО: |
VerifyTime.dll |
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» (ПО «АльфаЦЕНТР») | |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК | |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/УССВ/ Сервер | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
Котовская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 - Котовская I цепь (ВЛ 110 кВ Шаховская-1) |
ТВ-110 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 19720-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
RTU-325T, Рег. № 44626-10/ УССВ-2, Рег. № 54074-13/ УСВ-2 Рег. № 41681-10/ IPC-610MB-F/ НР ProLiant DL20 |
2 |
Котовская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 - Котовская II цепь (ВЛ 110 кВ Шаховская-2) |
ТВГ-УЭТМ-110 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 52619-13 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
3 |
ПС 110 кВ Иловайская, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10кВ, яч. 4, КЛ 10кВ ПС 110кВ Иловайская - ПС 220кВ Иловайская (КЛ-2) |
ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
«Протон-К» ЦМ-05-А-1-234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 35437-07 |
УСВ-1 Рег. № 28716-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10/ ИКМ «Пирамида» Рег. №29484-05/ НР ProLiant DL20 |
4 |
ПС 110 кВ Иловайская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10кВ, яч. 9, КЛ 10кВ ПС 110кВ Иловайская - ПС 220кВ Иловайская (КЛ-5) |
ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00 |
НАМИТ-10 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 51198-12 |
«Протон-К» ЦМ-05-А-1-234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 35437-07 | |
5 |
ПС 110кВ Первомайская, ОРУ-110кВ, ВЛ-110кВ Чаплыгин-2 |
ТФЗМ-110Б-1У1 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-06 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10/ ИКМ «Пирамида» Рег. №29484-05/ НР ProLiant DL20 |
6 |
ПС 110кВ Первомайская, ОРУ-110кВ, ОМВ-110кВ |
ТФНД-110М 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-06 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
7 |
ПС 110кВ Первомайская, ОРУ-110кВ, ВЛ-110кВ Невская-Первомайская |
ТФЗМ-110Б-1 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26420-04 |
НКФ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-06 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±5), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5),% |
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
Активная Реактивная |
1,2 1,7 |
1,8 3,0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
2 |
Активная Реактивная |
0,7 1,1 |
1,2 2,2 |
3; 4 |
Активная Реактивная |
1,5 2,2 |
3,6 5,9 |
5-7 |
Активная Реактивная |
1,4 2,0 |
3,1 4,8 |
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8 (япф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (мпф=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до 40 °С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
7 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности, cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности cos9(sin9) |
от 0,5 инд. до 0,8 емк |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 0 до +40 |
- температура окружающей среды для УСПД, °С |
от 0 до +50 |
- температура окружающей среды для ТТ, °С |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды для ТН, °С |
от -45 до +40 |
- атмосферное давление, кПа |
от 80 до 106,7 |
- относительная влажность, не более, % |
98 |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, ч, не менее |
165000 |
- среднее время наработки на отказ ПРОТОН-К, ч, не менее |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ СИКОН С70, ч, не менее |
70000 |
- среднее время наработки на отказ RTU-325T, ч, не менее |
55000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Устройства синхронизации системного времени: | |
- среднее время наработки на отказ УСВ-1, ч, не менее |
35000 |
- среднее время наработки на отказ УСВ-2, ч, не менее |
35000 |
- среднее время наработки на отказ УССВ-2, ч, не менее |
74500 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч Серверы: |
2 |
- среднее время наработки на отказ ИКМ «Пирамида», ч, не менее |
70000 |
- среднее время наработки на отказ IPC-610MB-F, ч, не менее |
70000 |
- среднее время наработки на отказ НР ProLiant DL20, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Глубина хранения информации Счетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях |
110 |
для СЭТ-4ТМ.03М, сутки, не менее | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях |
80 |
для ПРОТОН-К, сутки, не менее | |
- при отключении питания, лет, не менее УСПД: |
10 |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, |
45 |
сутки, не менее | |
- при отключении питания, лет, не менее Серверы: |
5 |
- хранение результатов измерений и информации состояний |
3,5 |
средств измерений, лет, не менее | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания 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.
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- в журнале УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервера.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТВ-110 |
3 |
Трансформатор тока |
ТВГ-УЭТМ-110 |
3 |
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
4 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ-11ОБ-1У1 |
2 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ-11ОБ-1 |
3 |
Трансформатор тока |
ТФНД-110М |
2 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 УХЛ2 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
«Протон-К» ЦМ-05-А-1-234 |
2 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325T |
1 |
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С70 |
1 |
Устройство системного времени |
УСВ-1 |
1 |
Устройство системного времени |
УСВ-2 |
1 |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
Сервер |
IPC-610MB-F |
1 |
Сервер |
НР ProLiant DL20 |
2 |
Комплекс информационновычислительный |
ИКМ «Пирамида» |
1 |
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
2 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
Методика поверки |
МП 26.51.43-01-3329074523-2018 |
1 |
Формуляр |
АСВЭ 179.00.000 ФО |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-01-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ульяновский ЦСМ» 25.05.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчики «Протон-К» - по документу «Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные «Протон-К». Методика поверки» ИСТА.003-00-00-00МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
- устройства сбора и передачи данных RTU-325T - в соответствии с документом ДЯ-ИМ.466215.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010 г.;
- контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ.221.00.000 МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- устройства синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
- комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания».
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