Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт» предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и обработки полученной информации, в том числе поступающей от автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС КУЭ) филиала ДГ ОАО «ЮГК ТГК-8», регистрационный номер в Государственном реестре средств измерений 35711-07, имеющей сечение с ООО «Каспэнергосбыт».
Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов на оптовом рынке электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ выполнена на базе информационно-вычислительного комплекса «Альфа-Центр», зарегистрированного в Государственном реестре средств измерений под № 20481-00 и представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Информационно-измерительные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Евро АЛЬФА класса точности 0,5S/1,0.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр».
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр».
На 3-й уровень дополнительно выводится информация со смежной системы АИИС КУЭ филиала ДГ ОАО «ЮГК ТГК-8», регистрационный номер в Государственном реестре средств измерений № 35711-07. Перечень измерительных каналов данной системы представлен в таблице 4.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Альфа ЦЕНТР». АРМ по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия связано с сервером для этого в настройках ПО «Альфа ЦЕНТР» указывается IP-адрес сервера.
В качестве сервера сбора данных (ССД) и СБД используются сервер iROBO-2000-4175TLRHN. Сервер установлен в центре сбора и обработки информации ООО «Каспэнергос-быт».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- измерение календарного времени и интервалов времени;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин., 60 мин., 1 день, 1 месяц);
- перезапуск АИИС;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ООО «Каспэнергосбыт» - участников оптового рынка электроэнергии;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Первичные фазные 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 0,02с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициэнта трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от сред
ней за период 0,02с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощ
ность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, установленных на энергообъектах ООО «Касп-энергосбыт», по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВтч (квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (сервер БД).
В качестве внутреннего канала связи от ИВКЭ в ИВК АИИС КУЭ используется два канала связи: основной и резервный. В качестве основного канала связи используется выделенный канал связи (Ethernet) ЛВС ООО «Каспэнергосбыт», а в качестве резервного канала связи - радиоканал стандарта GSM 900/1800 регионального оператора сотовой связи.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или по каналам сотовой связи через интернет-провайдер, по каналам РРС.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации системного времени УССВ (выполненных на основе GPS 35 - HVS), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка времени УСПД производится один раз в час при рассогласовании более 2с, погрешность синхронизации не более 16 мс. УСПД осуществляет коррекцию часов сервера и счетчиков, сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает ± 2с). Сличение времени Сервера БД с временем УСПД осуществляется каждые 60 минут, и корректировка часов сервера выполняется при достижении расхождения времени часов сервера и УСПД ± 2с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ ООО «Каспэнергосбыт» используется программный комплекс «Альфа Центр».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Программное обеспечение
В составе АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», которое реализует задачи и функции АИИС КУЭ и включает в себя:
- уровень программного обеспечения счётчиков «АЛЬФА А1800» (ПО «Metercat
(AlphaPlus W 2.1)»);
- уровень программного обеспечения УСПД серии RTU-327 (ОС «QNX 4»);
- уровень программного обеспечения АРМа (ОС Windows XP Russian, ПО «Альфа
ЦЕНТР» - АС_РЕ_30, прикладное ПО).
Защита ПО от несанкционированного доступа, на программном и логическом уровнях, реализуется за счет многоуровневых паролей доступа, при этом для каждого пользователя устанавливаются имена и пароли, соответствующие его полномочиям. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля(идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» | Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Amrserver. exe | АС_РЕ_ 30 Версия V12.01.02 | 5335 ID 17 39 83 94 80 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Атгс.ехе | |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1800 | encryptdll.dll | |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | |
ПО ИВК «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ
ООО «Каспэнергосбыт».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ООО «Каспэнергосбыт» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики.
| № № ИК I | Диспетчерское наименование точки учета | Состав ИИК | ИВК | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС-110/6 «Очистные сооружения» Ф-10 | ТОЛ-10-1-2 У2 КТ= 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 15782; 17118 Госреестр № 7069-07 | ЗНОЛП-6 У2 КТ= 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Зав. № 3502, 3510, 3507 Г осреестр № 23544-07 | EA05RL-B-3-W КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Ис=5000 ими./кВт^ч Зав. № 01096027 Госреестр № 16666-97 | Сервер | активная реактивная |
| 2 | ПС-110/6 «Очистные сооружения» Ф-9 | ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2 КТ= 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 20646; 20623 | ЗНОЛП-6 У2 КТ= 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Зав. № 3501, 3505, 3499 | EA05RL-B-3-W КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Ис=5000 ими./кВт-ч Зав. № 01096010 Госреестр № 16666-97 |
| 3 | ПС-110/6 «Очистные сооружения» Ф-13 | ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2 КТ= 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 17119; 17186 Госреестр № 7069-07 | ЗНОЛП-6 У2 КТ= 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Зав. № 3492, 3514, 3509 Г осреестр № 23544-07 | EA05RL-B-3-W КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Ис=5000 ими./кВт^ч Зав. № 01096077 Госреестр № 16666-97 |
| 4 | ПС-110/6 «Очистные сооружения» Ф-19 | ТОЛ-10-СЭЩ-11 У 2 КТ= 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 12172; 15673 Госреестр № 32139-06 | ЗНОЛП-6 У2 (1сист. шин) КТ= 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Зав. № 3237, 3113, 3245 Г осреестр № 23544-07 | EA05RL-B-3-W КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Ис=5000 ими./кВт^ч Зав. № 01096048 Госреестр № 16666-97 |
Продолжение таблицы 2
| 5 | ПС-110/6 «Очистные сооружения» Ф-25 | ТОЛ-10-СЭЩ-11 У 2 КТ= 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15772; 15650 Госреестр № 32139-06 | ЗНОЛП-6 У2 (1сист. шин) КТ= 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Зав. № 3229, 3241, 3248 Госреестр № 23544-07 | EA05RL-B-3-W КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Ис=5000 имп./кВт^ч Зав. № 01096009 Госреестр № 16666-97 | Сервер | активная реактивная |
| 6 | ПС-110/6 «Точная механика» Опора ВЛ-6 кВ Ф-5 | ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2 КТ= 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 09109-08; 08999-08 Госреестр № 7069-07 | ЗНОЛП-6 У2 (1сист. шин) КТ= 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Зав. № 3508, 3494, 3498 Госреестр № 23544-07 | EA05RL-B-3-W КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Ис=5000 имп./кВт^ч Зав. № 01096026 Госреестр № 16666-97 |
| 7 | ПС-6 кВ ГПП «ЗТМ» Ф-3 | ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2 КТ= 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 09050-08; 09003-08 Г осреестр № 7069-07 | ЗНОЛП-6 У2 КТ= 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 Зав. № 3627, 3532, 3503 Г осреестр № 23544-07 | EA05RL-B-3-W КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Rс=5000 имп./кВт^ч Зав. № 01096045 Г осреестр № 16666-97 |
| 8 | ПС 110/6 кВ «Точная механика» ЗРУ6 кВ Ф-2 | ТЛК-10 КТ=0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 12275, 05564 Г осреестр № 9143-06 | НАМИТ-10-2-УХЛ2 (II сист. шин) КТ=0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0571 Г осреестр № 16687-02 | EA05RL-B-3-W КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Rс=5000 имп./кВт^ч Зав. № 01096094 Г осреестр № 16666-97 |
| 9 | ПС 110/6 кВ «Точная механика» ЗРУ6 кВ Ф-7 | ТОЛ-10 КТ=0,5 КТТ=600/5 Зав. №432, 3496 Г осреестр №7069-07 | НАМИТ-10-2-УХЛ2 КТ=0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0484 Г осреестр № 16687-02 | EA05RL-B-3-W КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Rс=5000 имп./кВт^ч Зав. № 01096002 Г осреестр № 16666-97 |
| 10 | ПС 110/6 кВ «Точная механика» ЗРУ6 кВ Ф-4 | ТЛК-10 КТ=0,5 Ктт = 300/5 Зав. №07323, 07343 Г осреестр № 9143-06 | НАМИТ-10-2-УХЛ2 КТ=0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0571 Г осреестр № 16687-02 | EA05RL-B-3-W КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Rс=5000 имп./кВт^ч Зав. № 01095969 Г осреестр № 16666-97 |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) приведены в Таблице 3.
Таблица 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) |
| Номер ИК | COSф | S1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,2 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,6 |
| 0,9 | _ | ±2,5 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,8 | _ | ±3,0 | ±2,1 | ±1,8 |
| 0,5 | _ | ±5,3 | ±3,5 | ±2,8 |
| 8-10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 1,0 | _ | _ | ±2,0 | ±1,4 |
| 0,9 | _ | _ | ±2,5 | ±1,7 |
| 0,8 | _ | _ | ±3,1 | ±2,0 |
| 0,5 | _ | _ | ±5,7 | ±3,3 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) |
| Номер ИК | COSф | S1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1 - 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,8 | _ | ±6,7 | ±4,0 | ±2,7 |
| 0,5 | _ | ±4,7 | ±3,0 | ±2,2 |
| 8 - 10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,8 | _ | _ | ±5,2 | ±3,0 |
| 0,5 | _ | _ | ±3,5 | ±2,2 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 61(2>%P и 51(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 61(2)%p и 8i(2)%q для cosф<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации:
- напряжение от 0,98^ином до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2\!Ном, со$ф=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,Гином,
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИК № 8-10;
- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИК № 1-7;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 50 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001 от минус 25 °С до плюс 50 °С;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001 от - 25 °С до 50 °С.
6. 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 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнер
гии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в системе компонентов:
- счетчик электроэнергии EA05RL-B-3-W - среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч., среднее время восстановления работоспособности tB=2 ч.;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=60000 ч., среднее время восстановления работоспособности ^=0,5 ч.;
- yCCB-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т=60000 ч., среднее время восстановления работоспособности ^=1 ч.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для УССВ Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства
для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механи
ческими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровне
вых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает
идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии EA05RL-B-3-W - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет при 25 °С, 2 года при 60 °С;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 5 лет.
Таблица 4 - Перечень каналов смежной системы АИИС КУЭ филиала ДГ ОАО «ЮГК ТГК-8».
| № ИК | Наименование точек измерения | Сечение | Наименование АИИС КУЭ | № Гос-реестра |
| 2.07 | ЗРУ-6 кВ яч.№8 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ | ООО «Каспэнергосбыт» _ ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго» | АИИС КУЭ филиала ДГ ОАО «ЮГК ТГК-8» | 35711-07 |
| 2.08 | ЗРУ-6 кВ яч.№9 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.09 | ЗРУ-6 кВ яч.№10 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.10 | ЗРУ-6 кВ яч.№14 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.11 | ЗРУ-6 кВ яч.№18ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.13 | ЗРУ-6 кВ яч.№29 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.14 | ЗРУ-6 кВ яч.№30 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.15 | ЗРУ-6 кВ яч.№32 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.16 | ЗРУ-6 кВ яч.№33 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.17 | ЗРУ-6 кВ яч.№34 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.18 | ЗРУ-6 кВ яч.№38 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.19 | ЗРУ-6 кВ яч.№39 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
| 2.20 | ЗРУ-6 кВ яч.№40 ПС-110/6 кВ Каспийская ТЭЦ |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ООО «Каспэнергосбыт» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5
Таблица 5
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2 У2, 400/5 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2, 200/5 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2, 300/5 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2, 400/5 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10, 300/5 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10, 600/5 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-6 У2 | 21 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 3 |
| Счётчик электрической энергии | EA05RL-B-3-W | 10 |
| УСПД | RTU-327-E1-M4-M-08 | 1 |
| Сервер | iROBO-2000-4175TLRHN | 1 |
| Источник бесперебойного питания | АРС Smart- SU1000VA RMI 1U | 2 |
| АРМ | ASUS Pundit P1-AH2 | 1 |
| Переносной инженерный пульт | Notebook ASUS X50VL | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | 1 |
| Специализированное программное обеспечение | ПО «Альфа ЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | БЕКВ.422231.038.МП | 1 |
| Паспорт - формуляр | БЕКВ.422231.038.П-Ф | 1 |
Поверка
осуществляется по документу «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергос-быт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Краснодарский ЦСМ» в июне 2009 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Евро АЛЬФА. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в феврале 1998 г;
- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 году;
- устройство синхронизации времени (УСВ-1) - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2009 г.
Сведения о методах измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт», Методика измерений количества электрической энергии, БЕКВ.422231.038.МВИ.
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.596-2002. ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
3. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
4. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
5. ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии перемен
ного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
6. ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
7. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
