Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» (ГТП ФГ КЭУ «54 ЭТК» (в/ч 61677)) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ построенная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (Далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (Далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) регионального отделения АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва, основной и резервный серверы баз данных (СБД) АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 Госреестр № 41681-09, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве ССД используется сервер HP Proliant DL180, установленный в региональном отделении АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва. В качестве СБД используются серверы SuperMicro SC826A. СБД установлен в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники 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);
- передача журналов событий АИИС КУЭ.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуникатор по сети Интернет поступает на ССД (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллером, сервер устанавливает CSD-соединение через GSM-модем и по нему считывает данные). ССД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на СБД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва (основной канал) либо по электронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида» (резервный канал). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приёмника.
ССД и СБД синхронизируют время с устройствами синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация времени серверов происходит каждый час, коррекция времени серверов с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-2, т. е. серверы входит в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливают время с УСВ-2.
Сличение времени счетчиков с временем ССД - происходит при каждом сеансе связи, но не менее 1 раза в сутки. Корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблицах 1.1-1.9.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета небаланса энергии/мощности»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 3 ef7fb23 cf 160f566021bf19264ca8d6 |
Таблица 1.3 - Идентификационные данные ПО значений энергии потерь в линиях и трансформаторах «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления »
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Таблица 1.4 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b518d2c83 |
Таблица 1.5 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Таблица 1.6 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Таблица 1.6 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Таблица 1.8 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
Таблица 1.9 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1 уровня измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| 1 | Наименовани е объекта | Состав 1-го уровня измерительного канала |
| Трансформатор тока (ТТ) | Трансформатор напряжения (ТН) | Счетчик электрической энергии (Счетчик) | Вид электро энергии |
| 1 | ПС №28 Косихинская 110/35/10 кВ КРУ-10 кВ, яч. 2 | ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 7639; 7644 Госреестр № 2473-05 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1175100000004 Госреестр № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0106080199 Госреестр № 27524-04 | А/Р |
| 2 | ПС №28 Косихинская 110/35/10 кВ КРУ-10 кВ, яч. 16 | ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 6084; 6467 Госреестр № 2473-05 | НТМИ-10-66У3 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4667 Госреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0811090420 Госреестр № 36697-08 | А/Р |
| 3 | ПС №39 Овчинниковс кая 35/10 кВ КРУН-10 кВ, яч. 1 | ТПЛ-10с кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. № 1430140000071; 1430140000144 Госреестр № 29390-10 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0908 Госреестр № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0811090403 Госреестр № 36697-08 | А/Р |
| 4 | ПС №39 Овчинников ская 35/10 кВ КРУН-10 кВ, яч. 22 | ТПЛ-10с кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 2493110000031; 2493110000022 Госреестр № 29390-10 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0809 Госреестр № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090418 Госреестр № 36697-08 | А/Р |
| 5 | ПС №27 Химпром 110/10 кВ ЗРУ-10 кВ, яч. 9 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 Ктт = 30/5 Зав. № 41160-11; 41001-11 Госреестр №32139-11 | НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2493110000002 Госреестр №16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090152 Госреестр № 36697-08 | А/Р |
| 6 | ПС №27 Химпром 110/10 кВ ЗРУ-10 кВ, яч. 23 | ТВЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 11167; 16121 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66У3 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1977 Госреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090138 Госреестр № 36697-08 | А/Р |
| 7 | ПС №31 Первомайская 110/35/10кВ КРУ-10 кВ, яч. 4 | ТПЛ-10с кл. т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 2493110000041 Госреестр №29390-10 ТПЛ-10 Зав. № 6662 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66У3 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4959 Госреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090009 Госреестр № 36697-08 | А/Р |
| 8 | ПС №31 Первомайская 110/35/10кВ КРУ-10 кВ, яч. 22 | ТПЛ-10с кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 2493110000071; 2493110000069 Госреестр № 29390-10 | НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 713 Госреестр № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090002 Госреестр № 36697-08 | А/Р |
| 9 | ПС №47 Майская 35/10 кВ КРУН-10 кВ, яч. 1 | ТПЛ-10с кл. т 0,5 Ктт = 100/5 2493110000061; 2493110000052 Госреестр № 29390-10 | НТМИ-10-66У3 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3849 Госреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090096 Госреестр № 36697-08 | А/Р |
| 10 | ПС №47 Майская 35/10 кВ КРУН-10 кВ, яч. 18 | ТПЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 02859-11; 02858-11 Госреестр № 38202-08 | НТМИ-10-66У3 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7757 Госреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0811090089 Госреестр № 36697-08 | А/Р |
| 11 | КТП-49-3-15 10/0,4 кВ РУ-0,4 кВ, ф. 2 «Стрельбище» | - | - | ПСЧ-3ТМ.05 кл. т 1,0/2,0 Зав. № 0506080100 Госреестр № 30784-05 | А/Р |
А/Р - Активная и реактивная электроэнергия
Таблица 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % |
| Номер ИК | cos9 | Sw/c^ (±) | §5 %, (±) | §20 %, (±) | §100 %, (±) |
| !^1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I5 %£ 1 изм< 1 20 % | 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | I100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
| 1, 2, 4 - 7, 9, 10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | 2,3 | 1,7 | 1,6 |
| 0,9 | - | 2,7 | 1,9 | 1,8 |
| 0,8 | - | 3,2 | 2,2 | 1,9 |
| 0,7 | - | 3,9 | 2,5 | 2,1 |
| 0,5 | - | 5,7 | 3,4 | 2,7 |
| 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | 2,4 | 1,7 | 1,6 | 1,6 |
| 0,9 | 2,7 | 2,0 | 1,8 | 1,8 |
| 0,8 | 3,1 | 2,2 | 1,9 | 1,9 |
| 0,7 | 3,6 | 2,5 | 2,1 | 2,1 |
| 0,5 | 5,1 | 3,5 | 2,7 | 2,7 |
| 8 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | 1,0 | 2,4 | 1,6 | 1,5 | 1,5 |
| 0,9 | 2,5 | 1,8 | 1,6 | 1,6 |
| 0,8 | 2,9 | 2,1 | 1,7 | 1,7 |
| 0,7 | 3,4 | 2,4 | 1,9 | 1,9 |
| 0,5 | 5,0 | 3,2 | 2,4 | 2,4 |
| 11 (Счетчик 1,0) | 1,0 | - | 3,1 | 2,9 | 2,9 |
| 0,9 | - | 3,2 | 2,9 | 2,9 |
| 0,8 | - | 3,3 | 3,0 | 3,0 |
| 0,7 | - | 3,4 | 3,0 | 3,0 |
| 0,5 | - | 3,5 | 3,2 | 3,2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % |
| Номер ИК | cos9 | Sw/c^ (±) | §5 %, (±) | §20 %, (±) | §100 %, (±) |
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I5 %£ 1 изм< 1 20 % | 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | I100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
| 1, 2, 4 - 7, 9, 10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | 7,3 | 4,9 | 4,3 |
| 0,8 | - | 5,6 | 4,1 | 3,8 |
| 0,7 | - | 4,9 | 3,8 | 3,6 |
| 0,5 | - | 4,3 | 3,5 | 3,4 |
| 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | 6,5 | 4,8 | 4,0 | 4,0 |
| 0,8 | 5,1 | 4,1 | 3,6 | 3,6 |
| 0,7 | 4,5 | 3,9 | 3,4 | 3,4 |
| 0,5 | 4,0 | 3,6 | 3,3 | 3,3 |
| 8 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | 7,2 | 4,6 | 4,0 |
| 0,8 | - | 5,5 | 4,0 | 3,7 |
| 0,7 | - | 4,8 | 3,7 | 3,5 |
| 0,5 | - | 4,2 | 3,5 | 3,4 |
| 11 (Счетчик 2,0) | 0,9 | - | 6,2 | 6,0 | 6,0 |
| 0,8 | - | 6,0 | 5,8 | 5,8 |
| 0,7 | - | 5,9 | 5,6 | 5,6 |
| 0,5 | - | 5,7 | 5,5 | 5,5 |
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин);
2 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2;
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98Ином до 1,02Ином;
- сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1-ином,
- сила тока от 0,05 1ном (для ИК 11-12 от 0,01 1ном) до 1,2 1ном;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от + 10 °С до + 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6 Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии ПСЧ-3ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью протоколов IP/TCP и протоколов модемной связи с помощью технологии GSM.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного
доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, 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.
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии не менее 56 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
АИИС КУЭ является составным средством измерения. Допускается замена измерительных компонентов в составе системы, при этом, данные средства измерений должны быть внесены в Госреестр. Замена оформляется актом замены оборудования и отметкой в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| Наименование | Тип | Кол. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10с | 7 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 5 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Счетчик | ПСЧ-3ТМ.05 | 1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 9 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03.01 | 1 |
| Сервер СД АО «Оборонэнергосбыт» | HP ProLiant DL180 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 2 |
| Сервер портов RS-232 | Moxa NPort 5410 | 1 |
| GSM Модем | Teleofis RX100-R | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000 RM | 1 |
| Сервер БД АО «Оборонэнергосбыт» | SuperMicro SC826A | 2 |
| GSM Модем | Cinterion MC35i | 2 |
| Коммутатор | 3Com 2952-SFP Plus | 2 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 3000 RM | 2 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.578 ПФ-2016 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3353-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» (ГТП ФГ КЭУ «54 ЭТК» (в/ч 61677)). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 15 июля 2016 года.
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;
- ПСЧ-3ТМ.05 - по методике поверки, входящей в состав эксплуатационной документации, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 05.12.2005;
- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2004 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от - 40 до + 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Алтайскому краю №2 (ГТП Косихинская, Овчинниковская, Химпром, Первомайская, Майская). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0007/2011-01.00324-2011 от 16.11.2011
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ АО «Оборонэнергосбыт» (ГТП ФГ КЭУ «54 ЭТК» (в/ч 61677))
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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.
65200-16: Методика поверки РТ-МП-3353-500-2016Скачать832.3 Кб