Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 74144-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Сетевая компания" филиал Альметьевские электрические сети, г.Альметьевск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74144-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 359110.05.2018 |
Производитель / Заявитель
Филиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети, г.Альметьевск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 74144-19: Описание типа СИ | Скачать | 104.1 КБ | |
| 74144-19: Методика поверки МП.359110.05.2018 | Скачать | 821.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень -устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа СИКОН С70, ARIS-28xx и каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных, сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программного обеспечения (ПО) «Пирамида» и автоматизированные рабочие места (АРМы).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика (без учета коэффициента трансформации) - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление и хранение измерительной информации, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется прием и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача полученной информации заинтересованным организациям.
Передача информации от серверов АИИС КУЭ в программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 и встроенного GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени в УСПД.
Сравнение времени сервера сбора данных ИВК с таймером приемника УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника УСВ-2 и сервера сбора данных ИВК на величину более ±1 с. Синхронизация времени сервера сбора данных ИВК и сервера баз данных ИВК осуществляется по протоколу NTP с периодичностью 1 час, синхронизация производится при расхождении времени на величину более ±1 с.
Для ИК 1-26 встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник сигналов точного времени УСПД в автоматическом режиме синхронизирует время УСПД.
Для ИК 27, 28 сравнение времени таймера УСПД с временем сервера сбора и БД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с соответствующим УССВ на величину более ±1 с.
Сличение времени таймеров счетчиков с временем таймера УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при расхождении времени ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД 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 программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО 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 - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер ИК |
Наименование ИК, диспетчерское наименование присоединения |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ Ростовка, Ввод 6 кВ №1 |
ТЛК-10 КТ0.5 Ктт=1500/5 Рег.№9143-06 |
НАМИ-10 У2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№51198-12 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-17 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
2 |
ПС 110 кВ Ростовка, Ввод 6 кВ №2 |
ТПОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1500/5 Рег.№1261-59 |
НАМИ-10 У2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№51198-12 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
3 |
ПС 35 кВ Чатры, Ввод 6 кВ №1 |
ТПОФ КТ0.5 Ктт=750/5 Рег.№518-50 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
4 |
ПС 35 кВ Чатры, Ввод 6 кВ №2 |
ТПОФ КТ0.5 Ктт=750/5 Рег.№518-50 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
5 |
ПС 35 кВ Чатры, ВЛ 6 кВ ф.09 |
ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№22192-07 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
6 |
ПС 110 кВ Яшлоу, Ввод 6 кВ №1 |
ТОЛ 10-1 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№15128-96 |
НАМИ КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№60002-15 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
7 |
ПС 110 кВ Яшлоу, Ввод 6 кВ №2 |
ТОЛ 10-1 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№15128-96 |
НАМИ КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№60002-15 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
8 |
ПС 110 кВ З.Елга, Ввод 6 кВ №1 |
ТОЛ 10-1 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№15128-96 |
НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
9 |
ПС 110 кВ З.Елга, Ввод 6 кВ №2 |
ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№2473-05 |
НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
10 |
ПС 110 кВ Митрофановка, Ввод 6 кВ №1 |
ТПЛ-10-М KT0.2s Ктт=600/5 Рег.№22192-07 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
11 |
ПС 110 кВ Митрофановка, Ввод 6 кВ №2 |
ТПЛ-10-М KT0.2s Ктт=600/5 Рег.№22192-07 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
12 |
ПС 110 кВ Якеево, Ввод 6 кВ №1 |
ТПОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1500/5 Рег.№1261-59 |
НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
13 |
ПС 110 кВ Якеево, Ввод 6 кВ №2 |
ТПОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1500/5 Рег.№1261-59 |
НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
14 |
ПС 110 кВ Якеево, ВЛ 6 кВ ф.05 |
ТЛК-СТ КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№58720-14 |
НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
15 |
ПС 110 кВ Якеево, ВЛ 6 кВ ф.24 |
ТПЛ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№1276-59 |
НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
16 |
ПС 110 кВ Карамалы, Ввод 6 кВ №1 |
ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№2473-69 |
НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
17 |
ПС 110 кВ Карамалы, Ввод 6 кВ №2 |
ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№2473-69 |
НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
18 |
ПС 110 кВ Карамалы, ВЛ 6 кВ ф.07 |
ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№2473-69 |
НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
19 |
ПС 110 кВ Карамалы, ВЛ 6 кВ ф.13 |
ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=100/5 Рег.№2473-69 |
НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-08 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
20 |
ПС 35 кВ Якшибай, Ввод 6 кВ №1 |
ТПОФ КТ0.5 Ктт=750/5 Рег.№518-50 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
21 |
ПС 35 кВ Якшибай, Ввод 6 кВ №2 |
ТПОФ КТ0.5 Ктт=750/5 Рег.№518-50 |
НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=6000/100 Рег.№11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
22 |
ПС 35 кВ Якшибай, ВЛ 6 кВ ф.05 |
ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№22192-07 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
23 |
ПС 35 кВ Победа, ВЛ 10 кВ ф.01 |
ТЛК-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№9143-06 |
НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№16687-13 |
Меркурий 234 KT0.5s/1.0 Рег.№48266-11 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
24 |
ПС 35 кВ Победа, ВЛ 10 кВ ф.04 |
ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№22192-07 |
НАМИ-10 У2 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№51198-12 |
Меркурий 234 KT0.5s/1.0 Рег.№48266-11 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
25 |
ПС 35 кВ Победа, ВЛ 10 кВ ф.08 |
ТЛК-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№9143-06 |
НАМИ-10 У2 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№51198-12 |
Меркурий 234 KT0.5s/1.0 Рег.№48266-11 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
26 |
ПС 35 кВ Чалпы, ВЛ 6 кВ ф.12 |
ТВК-10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№8913-82 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№20186-00 |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Рег.№23345-07 |
ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
|
27 |
ПС 35 кВ Бишмунча, ВЛ 35 кВ 22 - 25 |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№47124-11 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Рег.№19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
|
28 |
ПС 35 кВ Бикасаз, ВЛ 35 кВ 43 - 45 |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№47124-11 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Рег.№ 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
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 УСПД и УССВ 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.
4 КТ - класс точности, Ктт (Ктн) - коэффициент трансформации трансформатора тока (напряжения).
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики | |
|
Границы основной погрешности (6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (6), % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
21. |
Активная реактивная |
±0,9 ±2,5 |
±3,1 ±4,6 |
|
10, 11. |
Активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,3 |
|
1-9, 12-20, 22, 27, 28. |
Активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,2 ±4,7 |
|
23, 26. |
Активная реактивная |
±1,2 ±3 |
±3,5 ±4,9 |
|
24, 25. |
Активная реактивная |
±1 ±2,6 |
±3,5 ±4,9 |
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
28 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosф - частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosф - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5инддо 0,8емк от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -40 до +60 от -10 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
140000 2 70000 24 35000 2 |
|
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
70000 1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
85 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
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 по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне;
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
К омплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
9 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10-1 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОФ |
8 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТВК-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-10 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 У2 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
22 |
|
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230 |
1 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
2 |
|
Контроллеры многофункциональные |
ARIS-28xx |
10 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Комплексы информационно-вычислительные |
ИКМ-Пирамида |
2 |
|
Программное обеспечение |
Пирамида 2000 |
1 |
|
Методика поверки |
МП.359110.05.2018 |
1 |
|
Формуляр |
ПФ.359110.05.2018 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
РЭ.359110.05.2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП.359110.05.2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС. Методика поверки», утверждённому ФБУ «ЦСМ Татарстан» «31» августа 2018 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные, СЭТ-4ТМ.03М. Приложение. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- Счетчики Меркурий 230 по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- Счетчики Меркурий 234 по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 234. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
- УСПД по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2005 г.;
- Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx по документу ПБКМ.424359.016МП «Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx. Методика поверки», утвержденным ООО «ИЦРМ» 21.04.2017 г.;
- ИКМ-Пирамида по документу ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы информационновычислительные «ИКМ -Пирамида». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
Смотрите также
