Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЛЕПСЕ» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «ЛЕПСЕ», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
• периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
• агрегирование информации по заданным алгоритмам с целью выделения потребления электроэнергии предприятием и субабонентами;
• оперативный контроль расходов электроэнергии с целью ведения запланированных режимов;
• автоматическое 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;
• передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии 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, пломб и т.п.);
• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему, которая состоит из информационно-измерительных каналов (далее - ИИК) и информационновычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «ЛЕПСЕ».
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИИК, включающий трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001,
Всего листов 12 измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), счетчики типа ПСЧ-4ТМ.05М и СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер ИВК (далее - сервер) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 и программное обеспечение (далее - ПО).
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 преобразуют 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 верхней уровень системы, где осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера сбора и БД, с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Программное обеспечение АИИС КУЭ на базе «Пирамида 2000» функционирует на уровне ИВК.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Время ИВК синхронизировано с временем УСВ-2 Синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с временем сервера ИВК производится каждый сеанс связи со счетчиками (один раз в 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем сервера вне зависимости от наличия расхождения, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не более ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «ЛЕПСЕ» используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0 от 20.11.2009 г., в состав которого входят программы, 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
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль «Доставка данных» (Deliv-ery.exe) | Программа отправки XML-отчётов | 1.0.0.0 | CC38CFD83A DDF97ACFF35 EB3299DD96F | MD5 |
Модуль «Синхронизация времени» (TimeSynchro.exe) | Программа синхронизации времени серверу сбора | 1.0.0.0 | FE9F861CEBC E03A4C6CBE1 213673BED2 | MD5 |
Конфигуратор ИКМ (Op-erS50.exe) | Программа конфигурирования сервера сбора | 2.0.0.0 | 97560CA6758F 39B2B643CBB 8A4C997A9 | MD5 |
Пирамида 2000 -АРМ (P2kClient.exe) | Программа формирования отчётов | 0.9.0.0 | 461DDC6690C 4956DA7E06B DAF23C0C44 | MD5 |
Оперативный сбор 2000 (Oper.exe) | Программа оперативного сбора данных | 1.4.9.27 | BB5254B72C3 AD39C77516C 9C48938429 | MD5 |
Системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000» внесены в Госреестре №21906-11.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Ц/Ц q\f | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | | Вид электро-энергии | Метроло характе И | гические ристики К |
ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 1 | №1 (ввод-1, ГПП-2) | ТОЛ-10 Г осреестр № 7069-07 1500/5 Кл. т. 0,5 А-№2042 С-№2009 | НТМИ-6 Госреестр № 380-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №2433 | СЭТ-4ТМ.03М01 Г осреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1 № 0802112888 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
2 | 2 | №2 (ввод-2, ГПП-2) | ТОЛ-10 Г осреестр № 7069-07 1500/5 Кл. т. 0,5 А-№2056 С-№2041 | НТМИ-6 Госреестр № 380-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №916 | СЭТ-4ТМ.03М01 Г осреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1 № 0802112377 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
3 | 3 | №3 (ввод-1, ГПП-3) | ТОЛ-10 Г осреестр № 7069-07 1000/5 Кл. т. 0,5 А-№21528 С-№22456 | НТМИ-6 Госреестр № 380-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №1321 | СЭТ-4ТМ.03М01 Г осреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1 № 0802112867 | HP Proliant ML370 R | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
4 | 4 | №4 (ввод-2, ГПП-3) | ТОЛ-10 Г осреестр № 7069-07 1000/5 Кл. т. 0,5 А-№21514 С-№20715 | НТМИ-6 Госреестр № 380-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №722 | СЭТ-4ТМ.03М01 Г осреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1 № 0802112806 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
5 | 5 | №5 (ПС Северная яч.16 ф.21) | ТПФМ-10 Г осреестр № 814-53 400/5 Кл. т. 0,5 А-№68494 С-№60722 | НТМИ-6 Госреестр № 380-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №398505 | СЭТ-4ТМ.03.01 Г осреестр № 27524-04 Кл. т. 0,5S/1 № 0109058151 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
Ц/Ц q\f | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
6 | 6 | №6 (фидер №3, ТП-23) | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 400/5 Кл. т. 0,5 А-86016 С-76833 | НТМК-10 Госреестр № 355-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №805 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0602110604 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
7 | 7 | №7 (яч. 4 фидер №11, ПС Первомайская) | ТПЛ-10с Г осреестр № 29390-05 300/5 Кл. т. 0,5s А -№2221100000 107 С -№2221100000 084 | НТМИ-6 Госреестр № 380-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №1847 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612106375 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,2 ± 5,4 |
8 | 8 | №8 (ввод с ТП-190, ТП-445) | ТОЛ-10 Г осреестр № 7069-07 300/5 Кл. т. 0,5 А-№1004 С-№1048 | НАМИ-10-95 Госреестр № 20186-05 6000/100 Кл. т. 0,5 №498 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612106201 | HP Proliant ML370 R | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
9 | 9 | №9 (ввод с РТП-16, ТП-445) | ТОЛ-10 Г осреестр № 7069-07 300/5 Кл. т. 0,5 А-№1021 С-№1025 | НАМИ-10-95 Госреестр № 20186-05 6000/100 Кл. т. 0,5 №498 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0602110631 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
10 | 10 | №10 (ввод-1, РТП-16) | ТТИ-100 Г осреестр № 28139-04 1500/5 Кл. т. 0,5 А - №U61698 В - №U61460 С - №U61434 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0603110989 | | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,2 ± 5,3 |
Ц/Ц q\f | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | | Вид электро-энергии | Метроло характе И | гические ристики К |
ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
11 | 11 | №11 (ввод-2, РТП-16) | ТТИ-100 Г осреестр № 28139-04 1500/5 Кл. т. 0,5 А - №U61432 В - №U61468 С - №U61696 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612102396 | | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,2 ± 5,3 |
12 | 12 | №12 (фидер №5, ФП-11) | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 300/5 Кл. т. 0,5 А-№0898 С-№1144 | НТМИ-6 Госреестр № 380-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №1841 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0602110848 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
13 | 13 | №13 (фидер №6, ФП-11) | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 300/5 Кл. т. 0,5 А-№1127 С-№1078 | НТМИ-6 Госреестр № 380-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №1770 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0602110564 | HP Proliant ML370 R | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
14 | 14 | №14 (ТП-1Ф) | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 100/5 Кл. т. 0,5 А - №7602 С - №22501 | НТМК-6-48 Госреестр № 323-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №88 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0602110558 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
15 | 15 | №23 (фидер №2, ТП-445) | Т-0,66 Г осреестр № 36382-07 200/5 Кл. т. 0,5 А - №280210 В - №280209 С - №280208 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612101847 | | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,2 ± 5,3 |
№ № п/п I | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | | Вид электро-энергии | Метроло характе И | гические ристики К |
ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
16 | 16 | №24 (фидер №13, ТП-445) | Т-0,66 Г осреестр № 36382-07 200/5 Кл. т. 0,5 А - №731176 В - №280463 С - №731173 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612101865 | | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,2 ± 5,3 |
17 | 17 | №25 (фидер №10, ТП-445) | Т-0,66 Г осреестр № 36382-07 200/5 Кл. т. 0,5 А - №280213 В - №280212 С - №280211 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612101998 | | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,2 ± 5,3 |
18 | 18 | №26 (фидер №5, ТП-445) | Т-0,66 Г осреестр № 36382-07 200/5 Кл. т. 0,5 А - №280216 В - №280215 С - №280214 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612102380 | HP Proliant ML370 R | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,2 ± 5,3 |
19 | 19 | №28 (ввод-1, ТП Родина) | Т-0,66 Г осреестр № 36382-07 1500/5 Кл. т. 0,5 А - №670544 В - №670543 С - №670542 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612106198 | | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,2 ± 5,3 |
20 | 20 | №29 (ввод-2, ТП Родина) | Т-0,66 Г осреестр № 36382-07 1500/5 Кл. т. 0,5 А - №670476 В - №670422 С - №670480 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612102388 | | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,2 ± 5,3 |
Ц/Ц q\f | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электро-энергии | Метроло характе И | гические ристики К |
ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
21 | 21 | №34 (ТП-23 6/0,4 кВ; РУ-6 кВ; яч.1) | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 100/5 Кл. т. 0,5 А-2280 С-086 | НТМК-10 Госреестр № 355-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №805 | ПСЧ-4ТМ.05М.13 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612102610 | HP Proliant ML370 R | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
22 | 22 | №35 (ТП-23 6/0,4 кВ; РУ-6 кВ; яч.8) | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 50/5 Кл. т. 0,5 А-302 С-1346 | НТМК-10 Госреестр № 355-49 6000/100 Кл. т. 0,5 №805 | ПСЧ-4ТМ.05М.13 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1 № 0612102867 | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,05 (0,02) + 1,2) Ihom; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40°С до + 70°С,
- для счетчиков от минус 40°С до +60°С; для УСПД от минус 10°С до +50°С, для сервера от 0 °С до +40°С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до +40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ЛЕП-СЕ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03- среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч Среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М- среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч Среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч Среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч Среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервера;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений Состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЛЕПСЕ» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «ЛЕПСЕ» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3
Наименование | Количество |
Измерительные трансформаторы тока ТОЛ-10 | 12 шт. |
Измерительные трансформаторы тока ТПФМ-10 | 2 шт. |
Измерительные трансформаторы тока ТПЛ-10 | 10 шт. |
Измерительные трансформаторы тока ТПЛ-10с | 2 шт. |
Измерительные трансформаторы тока ТТИ-100 | 6 шт. |
Измерительные трансформаторы тока Т-0,66 | 18 шт. |
Измерительные трансформаторы напряжения НТМИ-6 | 9 шт. |
Измерительные трансформаторы напряжения НТМК-6-48 | 1 шт. |
Измерительные трансформаторы напряжения НТМК-10 | 1 шт. |
Измерительные трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 | 2 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03 | 1 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М | 4 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М | 17 шт. |
СИКОН ТС-65 | 10 шт. |
УСВ-2 | 1 шт. |
Сервер ИВК | 1 шт. |
ПО Пирамида 2000 (ИВК) | 1 шт. |
Методика поверки | 1 шт. |
Руководство по эксплуатации | 1 шт. |
Формуляр | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЛЕПСЕ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03- в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока Статические, многофункцио-
Лист № 11
Всего листов 12 нальные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.124 РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г.;
- Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Пирамида» - в соответствии с документом «Системы информационноизмерительные контроля и учета энергопотребления «ПИРАМИДА» Методика поверки ВЛСТ 150.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.
Сведения о методах измерений
Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЛЕПСЕ».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЛЕПСЕ».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.