Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Троицкая электросеть"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 4992 от 16.09.11 п.51
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43822
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Троицкая электросеть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации в ОАО «АТС» 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 ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ МУП «Троицкая электросеть» состоит из трех уровней:

1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя коммуникационный сервер (КС) ОАО «МОЭСК» (для ИК 1-4), сервер базы данных (СБД) ОАО «МОЭСК» (для ИК 1-4), СБД МУП «Троицкая электросеть», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

В качестве коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» используется промышленный компьютер HP ProLiant ML350, СБД ОАО «МОЭСК» - промышленный компьютер HP ProLiant ML370, СБД МУП «Троицкая электросеть» - промышленный компьютер HP Proliant DL 140 со специализированным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР».

Сервер ИВК, АРМ ЦСОИ МУП «Троицкая электросеть» и УСПД уровня ИВКЭ включены в локальную сеть МУП «Троицкая электросеть».

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);

лист № 2

Всего листов 9 - 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 счетчиков.

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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 1-4 посредством линий связи RS - 485 (далее сигнал преобразуется в протокол TCP/IP при помощи преобразователей Moxa NPort 5230) через коммутатор каждые 30 минут поступает в УСПД (RTU-325), где производится сбор, хранение результатов измерений и далее через линии связи информация передается на коммуникационный сервер и сервер БД ОАО «МОЭСК».

СБД ОАО «МОЭСК» производит вычисление получасовых значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН на основании считанного профиля мощности. Затем в автоматическом режиме, раз в сутки, передаёт результаты измерений на СБД МУП «Троицкая электросеть» в формате электронного документа XML макета 80020, результаты записываются в базу данных.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 5-14 посредством линий связи RS - 485 (далее сигнал преобразуется в RS - 232 при помощи преобразователя ADAM-4521), через модемы по сети GSM 1 раз в сутки поступает в УСПД (RTU-325L), где производится сбор, хранение результатов измерений и далее через коммутатор результаты измерений передаются на СБД МУП «Троицкая электросеть».

СБД МУП «Троицкая электросеть» осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт» в рамках согласованного регламента.

СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с точностью не хуже +5,0 с/сут.

Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, ИВК).

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, серверы). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УССВ. Коррекция времени в УССВ происходит от GPS-приемника.

Для ИИК 1-4 в качестве базового прибора СОЕВ используется УССВ 16HVS (производства ООО «Эльстер Метроника»). Сервер БД ОАО «МОЭСК» синхронизирует время с подключенным к нему УССВ. Синхронизация времени сервера происходит каждый час, коррекция времени сервера со временем УССВ осуществляется при расхождении времени сервера с временем УССВ на величину более ±500 мс.

Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» синхронизирует свое время с сервером БД ОАО «МОЭСК». Синхронизация времени коммуникационного сервера происходит каждый час, корректировка времени осуществляется при расхождении времени серверов на величину более ±500 мс.

Синхронизация времени на УСПД, расположенном на ПС №377 Лесная (ОАО «МОЭСК»), происходит от коммуникационного сервера ИВК. Сличение времени с цикличностью 1 час. Коррекция при расхождении времени УСПД с временем сервера - ±1 с.

Сличение времени счетчиков с временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении счетчиков с временем УСПД ±1 с

В качестве базового прибора СОЕВ на уровне ИВК АИИС КУЭ МУП «Троицкая электросеть» используется устройство синхронизации времени GPS-приёмника Acutime 2000 Synchronization Kit. Сервер синхронизирует собственное время с GPS-приёмником 1 раз в сутки, также 1 раз в сутки осуществляет коррекцию времени УСПД МУП «Троицкая электросеть».

Сличение времени счетчиков на ПС №727 Лебедево и ПС №193 Троицкая с временем УСПД МУП «Троицкая электросеть» происходит 1 раз в сутки. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем сервера ±1 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства 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 «АльфаЦЕНТР», ПО СОЕВ.

ПО «АльфаЦЕНТР SE» номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения - № 2696-7035-2865-2001 v.11.05.01.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

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

1

2

3

4

5

6

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

программа-планировщик опроса и передачи данных

amrserver.exe

11.05.01

582b756b2098a6dab be52eae57e3e239

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и У СПД

атгс.ехе

b3bf6e3e5100c068b 9647d2f9bfde8dd

драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

amra.exe

764bbe1ed87851a01 54dba8844f3bb6b

драйвер работы с БД

cdbora2.dll

7dfc3b73d1d1f209cc 4727c965a92f3b

1

2

3

4

5

6

библиотека шифрования пароля счетчиков A1700, A1140

encryptdll.dll

0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ МУП «Троицкая электросеть».

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ МУП «Троицкая электросеть» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ МУП «Троицкая электросеть» 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

i

Наименование объекта

Состав измерительного канала

ИВКЭ (УСПД)

Вид электроэнерги

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

1

2

3

4

5

6

7

1

П/ст - 377 "Лесная", 220/110/10 кВ, секция 1б, яч. Ф13

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5

Зав. № 5973

Зав. № 5970 Госреестр № 2473-00

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100

Зав. № 1488 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106078178 Госреестр № 27524-04

УСПД RTU-325 Зав.№ 002212 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

2

П/ст - 377 "Лесная", 220/110/10 кВ, секция 1а, яч.

Ф14

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 5972 Зав. № 5882

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1960 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106070156 Госреестр № 27524-04

Активная Реактивная

3

П/ст - 377 "Лесная", 220/110/10 кВ, секция 2б, яч. Ф25

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 5872 Зав. № 5984

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100

Зав. № 2010 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0111062102 Госреестр № 27524-04

Активная Реактивная

4

П/ст - 377 "Лесная", 220/110/10 кВ, секция 2б, яч. Ф29

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 01159 Зав. № 00509

Госреестр № 2473-00

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100

Зав. № 2010 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106071046 Госреестр № 27524-04

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

5

П/ст - 727 "Ле-бедево", 110/10 кВ, секция 1б, яч. Ф27

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5

Зав. № 14494

Зав. № 75950 Госреестр № 1261-02

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1562 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104083717

Госреестр № 27524-04

УСПД RTU-325L Зав.№ 002163 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

6

П/ст - 727 "Ле-бедево", 110/10 кВ, секция 1б, яч. Ф15

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 49471 Зав. № 49449

Госреестр № 1856-63

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1562 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808091086 Госреестр № 36697-08

Активная Реактивная

7

П/ст - 727 "Ле-бедево", 110/10 кВ, секция 2б, яч. Ф4

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 12419 Зав. № 12410

Госреестр № 1856-63

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4596 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104082932

Госреестр № 27524-04

Активная Реактивная

8

П/ст - 727 "Ле-бедево", 110/10 кВ, секция 1б, яч. Ф19

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 04371 Зав. № 0958100000002 Госреестр № 1856-63

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1562 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808091803 Госреестр № 36697-08

УСПД RTU-325L Зав.№ 002163 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

9

П/ст - 727 "Ле-бедево", 110/10 кВ, секция 2б, яч. Ф20

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 0958100000001 Зав. № 0958100000003 Госреестр № 1856-63

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4596 Госреестр № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808091711 Госреестр № 36697-08

Активная Реактивная

10

П/ст - 193 "Троицкая", 110/35/6 кВ, секция 2, яч. Ф12

ТВК-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 01831 Зав. № 01710

Госреестр 8913-82

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1588 Госреестр № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808094286 Госреестр № 36697-08

УСПД RTU-325L Зав.№ 002163 Госреестр № 19495-03

Активная Реактивная

11

П/ст - 193 "Троицкая", 110/35/6 кВ, секция 1, яч. Ф23

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 8142 Зав. № 9685

Госреестр 2473-00

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 271 Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808094064 Госреестр № 36697-08

Активная Реактивная

12

П/ст - 193 "Троицкая", 110/35/6 кВ, секция 1, яч. Ф16

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 30523 Зав. № 30345

Госреестр 1856-63

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 271 Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808094487 Госреестр № 36697-08

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

13

П/ст - 193 "Троицкая", 110/35/6 кВ, секция 1, яч. Ф29

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 31898 Зав. № 30325

Госреестр 1856-63

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 271 Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808093881 Госреестр № 36697-08

Активная Реактивная

14

П/ст - 193 "Троицкая", 110/35/6 кВ, секция 1, яч. Ф7

ТПФ

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 90874 Госреестр 517-50

ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 11833 Госреестр 814-53

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 271 Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808093468 Госреестр № 36697-08

Активная Реактивная

Таблица 3

Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ

активной электрической ИС КУЭ

Номер канала

cosф

51(2)%, I1(2)< I изм< I 5 %

55 %, I5 %— I изм< I

20 %

520 %, I 20 %— I изм< I

100 %

5100 %, I100 %— I изм< I 120 %

5,7

ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,28

1,0

-

±1,9

±1,2

±1

0,9

-

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3

±2,3

1-4, 6, 8-14

ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,58

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ

реактивной электрической ИС КУЭ

Номер канала

cosф

51(2)%, 1 2 %— 1 изм< 1 5

%

55 %, I5 %— I изм< I

20 %

520 %, I 20 %— I изм< I

100 %

5100 %, I100 %— I изм< I 120 %

5,7 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,5

0,9

-

±7,1

±3,9

±2,9

0,8

-

±4,5

±2,5

±1,9

0,7

-

±3,7

±2,1

±1,7

0,5

-

±2,7

±1,6

±1,3

1-4, 6, 8-14

ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0

0,9

-

±7,6

±4,2

±3,2

0,8

-

±5,0

±2,9

±2,4

0,7

-

±4,2

±2,6

±2,2

0,5

-

±3,3

±2,2

±2,0

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение от 0,98^ином до 1,02^ином;

• сила тока от Ином до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд;

• температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети от 0,9 ином до 1,1-ином;

• сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК 1-14

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. 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 АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• 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;

• УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

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 модема 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 механическими пломбами;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, 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);

• УСПД (функция автоматизирована);

• сервере (функция автоматизирована).

лист № 8

Всего листов 9 Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 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 - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее всего срока эксплуатации.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 4. Комплектность АИИС КУЭ

№ п/п

Наименование

Тип

Кол.

1

Электросчетчик

СЭТ-4ТМ.03.01

4

2

Электросчетчик

СЭТ-4ТМ.03

2

3

Электросчетчик

СЭТ-4ТМ.03М.01

8

4

Трансформатор тока

ТЛМ-10

10

5

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

12

6

Трансформатор тока

ТОЛ-10

2

7

Трансформатор тока

ТПФ

1

8

Трансформатор тока

ТПФМ-10

1

9

Трансформатор тока

ТВК-10

2

10

Трансформатор напряжения

НТМИ-10

2

11

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66УЗ

3

12

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

1

13

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

1

14

Преобразователь

MOXA NPort-5230

2

15

Конвертор

ADAM-4521

2

16

Модем

ZyXEL 336E+

1

17

УСПД

RTU-325L

1

18

Сервер

Proliant DL 140

1

19

Специализированное ПО

ПО "АльфаЦЕНТР"

1

20

Устройство синхронизации системного времени

УССВ 16HVS

1

21

Устройство синхронизации системного времени

Acutime 2000

Synchronization Kit

1

22

Методика поверки

МП 1059/446-2011

1

23

Паспорт - формуляр

ЭССО.411711.АИИС.178.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1059/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Троицкая электросеть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в июле 2011 г.

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 8.216-88;

- Счётчик СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с

ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в в сентябре 2004 г.;

лист № 9

Всего листов 9

- Счётчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

У СПД RTU-325 - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе: «АИИС КУЭ МУП «Троицкая электросеть»». Пояснительная записка МУПТэ.411711.0973.П1

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 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 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 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.

7 ГОСТ Р 52425-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание