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 | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| 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 КТ0^/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 КТ0.2s/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 КТ0^/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 КТ0.2s/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 КТ0.2s/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 КТ0^/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0^/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0.2s/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 КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 10 | ПС 110 кВ Митрофановка, Ввод 6 кВ №1 | ТПЛ-10-М OU2s Ктт=600/5 Рег. №22192-07 | НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№831-53 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0^/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх Рег.№67864- 17 |
| 11 | ПС 110 кВ Митрофановка, Ввод 6 кВ №2 | ТПЛ-10-М OU2s Ктт=600/5 Рег. №22192-07 | НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№831-53 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0^/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0^/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-08 | ARIS-28хх 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 КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12 | АКВ-28хх 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 КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0^/0.5 Рег.№36697-12 | ARIS-28хх 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 КТ0.5s/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 КТ0.5s/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 КТ0.5s/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 КТ0.5s/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 КТ0^/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 КТ0.2s/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
| | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики |
| Номер ИК | Г раницы основной погрешности (5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях (5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 21. | Активная | ±0,9 | ±3,1 |
| реактивная | ±2,5 | ±4,6 |
| 10, 11. | Активная | ±0,8 | ±1,6 |
| реактивная | ±1,8 | ±2,3 |
| 1-9, 12-20, 22, 27, | Активная | ±1,1 | ±3,2 |
| 28. | реактивная | ±2,8 | ±4,7 |
| 23, 26. | Активная | ±1,2 | ±3,5 |
| реактивная | ±3 | ±4,9 |
| 24, 25. | Активная | ±1 | ±3,5 |
| реактивная | ±2,6 | ±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, cos9 - 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, cos9 - 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 0,5инд до 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
Комплектность 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 | |
| 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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
74144-19: Методика поверки МП.359110.05.2018Скачать821.9 Кб