Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ПАО "Передвижная энергетика" ПЭС "Казым"
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Передвижная энергетика» ПЭС «Казым» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Звоните прямо сейчас: 8 (800) 511-77-51
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Передвижная энергетика» ПЭС «Казым» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) филиала ПАО «Передвижная энергетика» ПЭС «Казым», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков 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 на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов Сервера БД проводится при расхождении часов Сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера БД автоматически при расхождении времени УСПД и сервера БД более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. 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».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки | Значение |
1 | 2 |
Идентификационные наименования модулей ПО | CalcClients.dll CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
Продолжение таблицы 1
1 | 2 |
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/ УСВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | Казымская ГТЭС, ГТГ-1 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-05 Рег. № 2473-69 | НОМ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
2 | Казымская ГТЭС, ГТГ-2 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 Рег. № 2473-05 | НОМ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
3 | Казымская ГТЭС, ГТГ-3 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 Рег. № 2473-05 | НОМ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
4 | Казымская ГТЭС, ГТГ-4 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 | НОМ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
5 | Казымская ГТЭС, ГТГ-5 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 | НОМ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
6 | Казымская ГТЭС, ГТГ-6 10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 2473-69 | НОМ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
7 | Казымская ГТЭС, ЗРУ-10кВ, 1С-10кВ, яч.106 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5 Рег. № 48923-12 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,9 | |
8 | Казымская ГТЭС, ЗРУ-10кВ, 1С-10кВ, яч.108 | ТОЛ-СВЭЛ Кл. т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 42663-09 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,9 | |
9 | Казымская ГТЭС, ЗРУ-10кВ, 1С-10кВ, яч.109 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 Рег. № 2473-00 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
10 | Казымская ГТЭС, ЗРУ-10кВ, 2С-10кВ, яч.116 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5 Рег. № 48923-12 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,9 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
11 | Казымская ГТЭС, ЗРУ- | ТОЛ-СВЭЛ Кл. т. 0,5 S | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная | ±1,1 | ±3,0 | |
10кВ, 2С-10кВ, яч.117 | Ктт 300/5 Рег. № 42663-09 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | реактивная | ±2,6 | ±4,9 | |||
Казымская ГТЭС, ЗРУ-10кВ, 2С-10кВ, яч.118 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
12 | Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 Рег. № 2473-05 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | реактивная | ±2,6 | ±4,6 | |||
13 | Казымская ГТЭС, ЗРУ-10кВ, 2С-10кВ, яч.119 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
14 | Казымская ГТЭС, ЗРУ- | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 S | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Рег. № 28822-05/ | активная | ±1,1 | ±3,0 |
10кВ, ЗС-10кВ, яч.206 | Ктт 1000/5 Рег. № 48923-12 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | УСВ-3 Рег. № | реактивная | ±2,6 | ±4,9 | ||
15 | Казымская ГТЭС, ЗРУ- | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | 64242-16 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
10кВ, ЗС-10кВ, яч.208 | Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 | |||
16 | Казымская ГТЭС, ЗРУ- | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная | ±1,1 | ±3,0 | |
10кВ, ЗС-10кВ, яч.209 | Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | реактивная | ±2,6 | ±4,6 | |||
17 | Казымская ГТЭС, ЗРУ-10кВ, 4С-10кВ, яч.216 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5 Рег. № 48923-12 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,9 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
18 | Казымская ГТЭС, ЗРУ- | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная | ±1,1 | ±3,0 | |
10кВ, 4С-10кВ, яч.218 | Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | реактивная | ±2,6 | ±4,6 | |||
19 | Казымская ГТЭС, ЗРУ- | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная | ±1,1 | ±3,0 | |
10кВ, 4С-10кВ, яч.219 | Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | реактивная | ±2,6 | ±4,6 | |||
20 | Казымская ГТЭС, ЗРУ-10кВ, 5С-10кВ, яч.306 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5 Рег. № 48923-12 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,9 | |
21 | Казымская ГТЭС, ЗРУ- | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
10кВ, 5С-10кВ, яч.308 | Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | реактивная | ±2,6 | ±4,6 | |||
22 | Казымская ГТЭС, ЗРУ- | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная | ±1,1 | ±3,0 | |
10кВ, 5С-10кВ, яч.309 | Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | реактивная | ±2,6 | ±4,6 | |||
23 | Казымская ГТЭС, ЗРУ- | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 S | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная | ±1,1 | ±3,0 | |
10кВ, 6С-10кВ, яч.316 | Ктт 1000/5 Рег. № 48923-12 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | реактивная | ±2,6 | ±4,9 | |||
24 | Казымская ГТЭС, ЗРУ-10кВ, 6С-10кВ, яч.318 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 | |
25 | Казымская ГТЭС, ЗРУ- | ТОЛ-СВЭЛ Кл. т. 0,5 S | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная | ±1,1 | ±3,0 | |
10кВ, 6С-10кВ, яч.319 | Ктт 300/5 Рег. № 42663-09 | Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | реактивная | ±2,6 | ±4,9 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
26 | Казымская ГТЭС, ЗРУ-10кВ, 6С-10кВ, яч.320 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-05 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±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 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд !=0,02(0,05)-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 26 от 0 до плюс 40 °C. 4 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. 5 Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение |
Количество измерительных каналов | 26 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
- ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
- частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
- температура окружающей среды, ОС | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
- ток, % От Ihom | от 2(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 и ТН, ОС | от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС | от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС | от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ -4ТМ.03 | 90000 |
для электросчетчика СЭТ -4ТМ.03М | 220000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД СИКОН С70 | 40000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 114 |
- при отключении питания, лет, не менее | 45 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- 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:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип/Обозначение | Количество, шт./Экз. |
Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 58 |
Трансформатор тока | ТОЛ-СВЭЛ | 6 |
Трансформатор напряжения | НОМ-10-66 | 12 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 6 |
Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.ОЗ | 24 |
Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.ОЗМ | 2 |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
Программное обеспечение | Пирамида 2000 | 1 |
Методика поверки | МП 075-2020 | 1 |
Формуляр | 72122884.4252103.050.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Передвижная энергетика» ПЭС «Казым», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
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
Счёт может быть выставлен как на юридическое лицо так и на физическое.
1. Проверьте комплектность СИ
Мы принимаем на поверку средства измерений в полной комплектации. Удостоверьтесь, что все провода и переходники на месте, иначе мы все равно попросим их привезти, что в итоге увеличит срок проведения поверки.
2. Оцените внешний вид устройства
Прежде чем сдавать СИ на поверку, обязательно очистите его от поверхностных загрязнений. Дополнительно убедитесь, что на приборе нет механических, электрических или тепловых повреждений.
3.Выберите удобный способ доставки СИ
Вы можете лично привезти прибор в нашу лабораторию, и спустя 7-10 дней забрать его обратно. Также возможна доставка транспортной компанией КСЕ. Эта услуга оплачивается дополнительно по тарифам транспортной компании.