Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэлектросеть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Уровень ИВКЭ - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа МИР УСПД-01.00, номер в Госреестре СИ РФ № 27420-08.
Уровень ИВК- информационно-вычислительный комплекс, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД) ЦСИ, устройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-02, номер в Госреестре СИ РФ № 46656-11, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК по основному и резервному каналу связи.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-
Лист № 2
Всего листов 13 ние справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии провайдера Internet -услуг по основному и резервному каналу связи.
Программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе Программного комплекса (далее - ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ функционирует на нескольких уровнях:
• программное обеспечение счетчика;
• программное обеспечение УСПД;
• программное обеспечение АРМ;
• программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-02, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ±1 мкс. Время сервера БД синхронизировано с временем радиочасов МИР РЧ-02, сличение ежесекундное. Время УСПД синхронизировано со временем сервера БД, корректировка осуществляется каждые 10 мин, корректировка времени УСПД осуществляется при расхождении времени УСПД и сервера БД на ± 1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков производится при расхождении со временем УСПД на ± 2 с. 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 используется программный комплекс (ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ версии 1.9.6 от 05.05.2011 г., в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (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 |
| МИР Сервера Тревог | AlarmServer\AlarmCfg.dll | 1.0.0.17 | ac64a9d1b6d0bd7a a5d63a172d2bdae5 | md5 |
| Сервер тревог | AlarmServer\AlarmSrv.exe | 2.0.0.135 | f77c90eac79a2cacd 8e5656167cc63a2 | md5 |
| SCADA МИР | AlarmViewer\AlarmView. ocx | 1.1.1.15 | 0bd990a61d53e875 52da00bcdb6f3b87 | md5 |
| SCADA МИР | AlarmViewer\AlarmWorke r3.exe | 1.1.1.4 | 530fd39047bebb24 0a48cbf582a3d6c3 | md5 |
| SCADA МИР | Aristo\aristo.exe | 1.0.0.3 | 3c1842a7d039715a a4425d8bee980d5e | md5 |
| Сервер авторизации | AuthServer\AuthCnfg.dll | 2.1.0.5 | b0fc2c20b022ef19f 286ebd23f11188c | md5 |
| Сервер авторизации | AuthServer\AuthServ. exe | 2.0.0.2 | 1adfcc25983d8f7d 27281202788c2a58 | md5 |
| МИР Центр управления | ControlCenterAuth\starter. e xe | 3.0.0.25 | f6eaae95770b4349 20f5478c50e66db7 | md5 |
| Конфигуратор контрол-лерова МИР | ControllerCfgMir_014\Con trollerCfgMir. exe | 1.0.2.33 | 35d83f7c37df5035 876a1c68e21d782c | md5 |
| ПК "Учет энергоресурсов" | EnergyRes\Account.exe | 1.0.2.55 | 78168613562b622 7d28c90335ad4cfd 9 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\AppConf. dll | 2.1.0.218 | 47a9440cc7024a0b 642603e8acf67431 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\APPSERV.DL L | 2.1.0.670 | cd00abbb467afa2c 2cb9a19d2b16f01b | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\AUTOUPD.EX E | 2.1.0.91 | 30a5f29d4b899f48 eabdd76a7ea674c6 | md5 |
| 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 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\CalcPowers.exe | 2.1.1.8 | e2c2d830bc2e93e5 e8fc5c9593b89164 | md5 |
| ПК "Учет энергоресурсов" | EnergyRes\ENERGYADM IN.EXE | 1.1.3.39 | 5e3b414d8ba3ba93 795ec5c0f142cf07 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\ImpExpXML.dl l | 2.1.0.116 | 42f0006ede04c3d9 df633b1ff0b3fe5d | md5 |
| The cURL library | EnergyRes\libcurl_ex. dll | 7.20.0.0 | 2bee3f358efb6dc64 c9688939d0810ae | md5 |
| MirImpExp | EnergyRes\MirImpExp. exe | 2.4.5.6 | 9d6e32f0a01c2962 383e9a5d806ae3a4 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\ReplSvc.exe | 2.1.0.100 | 9d3d9232247d0604 d278d0ba6a6d1950 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\Reports2. exe | 2.10.0.587 | d7546c15 ffac 1 fcbc 0a5cd493f633379 | md5 |
| Borland Socket Server | EnergyRes\scktsrvr. exe | 11.1.2902.10 492 | aed35de2c9e8fS4e5 9510c777d9355dd | md5 |
| Служба сбора данных | EnergyRes\ServiceDataCap ture.exe | 1.0.2.11 | 2be9d9d942ad0c7c 801e268da6780c67 | md5 |
| EnergyRes\SPECIFICNOR M.DLL | 1.0.0.109 | 6d88f8be081970bb c18c6f8f282377a5 | md5 |
| SpecificNorm | EnergyRes\SpecificNorm.e xe | 1.1.2.11 | 451506f4cdc84024 f61d73fe3ba5efce | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\WatchDog.exe | 2.1.0.28 | e471f967897c123a b424ddd1c517617a | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\W ebServ. exe | 2.1.0.88 | 9cd1b88c5d22b713 af6acf6bb254c8f6 | md5 |
| Каскад | GoldenWay\goldenway.exe | 1.2.0.18 | 3c0a24e1cb9bc01b 0d5f532487eebde4 | md5 |
| 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 |
| ПК Центр синхронизации времени | GPSServer\GPSCnfg.dll | 1.0.0.2 | 0db7f9859e3e4e6b 2362aae9a5106fe8 | md5 |
| ПК Центр синхронизации времени | GPSS erver\GPSS ervice. exe | 1.0.0.2 | b323e928abcc5ae1 ce623c158f22be7c | md5 |
| ПК Центр синхронизации времени | GPSS erver\MonitorGP S. ex e | 1.0.0.2 | ae547ea3f11465a0 88e4a1ee079ff7cb | md5 |
| OPC сервер "Омь" | OPCServerV 30\MirDrv. dll | 2.2.2.180 | d54b64a1dd0f0242 152e7d79fa99e7c9 | md5 |
| Библиотека драйверов "Канал счетчика электроэнергии" | OPCServerV30\Plugins\EC hannel.dll | 2.0.0.0 | 82cb2bd92be53e4e a6229a6b0584444f | md5 |
| Библиотека драйверов "Счетчики электрические" | OPCServerV30\Plugins\Sc hElectric.dll | 4.1.3.1 | a2d66d6a71fa575d 69fc5593a4d3a164 | md5 |
| Библиотека драйверов "Системный монитор" | OPCServerV30\Plugins\Sy sEvent.dll | 1.0.2.2 | 30397da31e4736dd 43172942d59f67b6 | md5 |
| ОРС сервер | OPCServerV30\ServerOm3 .exe | 3.1.0.28 | e8b38b56979871f9 6572216af31bd384 | md5 |
| Конфигуратор УСПД | USPDConfUSPDConfEx. e xe | 4.0.5.195 | b20d92b46e861b06 02ed283fa07b5ccb | md5 |
| Конфигуратор УСПД | USPDConfUSPDConfEx_ Old.exe | 4.0.0.179 | 8030b932f4323677 0f233b97e0af1c23 | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Borland.D elphi.dll | 12.0.3210.17 555 | 314eb92f881d9a9d 78e148bfaad3fad0 | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Borland.V cl.dll | 12.0.3210.17 555 | 19fdf1ad36b0578f4 7f5e56b0ff3f1ff | md5 |
Окончание таблицы 1
| 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 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Borland.V clDbRtl.dll | 12.0.3210.17 555 | 14c5ee3910809a29 04e6dd189a757096 | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Borland.V clDSnap.dll | 12.0.3210.17 555 | 74df685b9c43d246 7d24d9f4b5f5159e | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Borland.V clRtl.dll | 12.0.3210.17 555 | | |
• Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР, в состав которых входит ПО, внесено в Госреестр СИ РФ № 36357-07.
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.
• 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
| № п/п | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | По-грешнос ть в рабочих услови- |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ях9 % |
| 1 | Яч.№7а ИК №1 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 1951; Зав. № 1716 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5197 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804113530 | МИР УСПД -01.00 Зав.№ 1103549 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,4 |
| 2 | Яч.№10а ИК №2 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 24265; Зав. № 5173 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/101 Зав. № 5067 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0802112359 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,4 |
| 3 | Яч.№25а ИК №3 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 2092; Зав. № 21127 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/102 Зав. № 1224 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804112579 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,4 |
| 4 | Яч.№31а ИК №4 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 20115; Зав. № 5196 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/103 Зав. № 1224 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804111891 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | Яч.№34а ИК №5 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 1508; Зав. № 16041 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/104 Зав. № 5817 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804113528 | МИР УСПД -01.00 Зав.№ 1103549 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,4 |
| 6 | Яч.№73а ИК №6 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 2327; Зав. № 1585 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/105 Зав. № 5197 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804113252 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,4 |
| 7 | Яч.№74а ИК №7 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 1884; Зав. № 5690 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/106 Зав. № 5067 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804112606 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,4 |
| 8 | Яч.№13 ИК №8 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 41523; Зав. № 22622 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/107 Зав. № 5197 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0803110308 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,4 |
| 9 | Яч.№37 ИК №9 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 81201; Зав. № 13758 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/108 Зав. № 1224 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0802112353 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,4 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до + 70 °С.
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 ^ 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 0 °С до + 40 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
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 в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
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 «Барнаульская горэлектросеть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ не менее СЭТ-4ТМ.03М часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- устройство сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 75000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 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 источни
ка 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 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:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 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 учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэлектросеть» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ 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 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во |
| Трансформатор тока ТПОЛ-10 | 12 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛ-10 | 4 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛМ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6 | 4 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 | 1 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01.00 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М | 9 шт. |
| Сервер баз данных | 1 шт. |
| ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ (ИВК) | 1 шт. |
| АРМ оператора | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 экземпляр |
| Руководство по эксплуатации | 1 экземпляр |
| Формуляр | 1 экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу МП 47656-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэ-лектросеть». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений» ;
• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• 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.;
• Устройства сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 - по методике поверки «Устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации» М02.109.00.000 РЭ;
• Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 46656-11;
• Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложена в документе "Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Барнаульская горэлектросеть».
Лист № 12
Всего листов 13
Нормативные документы
(АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэлектросеть»
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.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). 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 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".
"Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Барнаульская горэлектросеть».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
