Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая Энергосбытовая Компания Краснодарского края"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 01д от 18.03.10 п.295
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 39502
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «НЕЗАВИСИМАЯ ЭНЕРГОСБЫТОВАЯ КОМПАНИЯ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ» (ОАО «НЭСК») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, хранения и обработки полученной информации отдельными технологическими объектами по группе точек поставки (ГТП) «ОАО «НЭСК» - г. Апшеронск». Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Областью применения данной АИИС КУЭ является коммерческий учёт электроэнергии на объектах по ГТП «ОАО «НЭСК» - г. Апшеронск» по утвержденной методике выполнения измерений количества электрической энергии (МВИ КУЭ).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 20 измерительных каналов (далее - ИК), 4 измерительно-вычислительных комплексов электроустановок (ИВКЭ) и 2 информационно-вычислительных комплексов (ИВК) АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (один раз в сутки) 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 в организации - участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оп тового 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 обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ГН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии) и выделенные линии связи, установленных на объектах, указанных в таблице 1 (20 точек измерений).

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «Сикон С70», устройство синхронизации времени, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи и специализированное программное обеспечение (4 центра сбора).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ГТП «ОАО «НЭСК» - г. Апшеронск», включающий в себя сервер сбора данных (СД), сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие Места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение.

4-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ЦСОД АИИС КУЭ ОАО «НЭСК», включающий в себя сервер сбора данных (СД), сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов 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 1 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 1 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 выделенным проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на вход УСПД (уровень - ИВКЭ), установленный на энергообъектс, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним основному или резервному каналам сотовой связи стандарта GSM на верхний уровень системы (сервер ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На объектах, где УСПД отсутствует, цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенным проводным линиям связи интерфейса RS-485, преобразователь интерфейсов RS-485/RS-232 и GSM-модемы передается по внутренним основному или резервному каналам сотовой связи стандарта GSM на верхний уровень системы (сервер ИВК).

На третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов по ГТП «ОАО «НЭСК» - г. Апшеронск», в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера ЬД или АРМ операторов, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего основного канала связи используется выделенный канал доступа в Интернет, а в качестве внешнего резервного канала связи может быть использована коммутируемая телефонная линия.

На верхнем - четвертом уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, получаемой с филиалов ОАО «НЭСК», в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД или АРМ персонала, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего основного канала связи используется выделенный канал доступа в Интернет, а в качестве резервного канала связи может быть использована коммутируемая телефонная линия.

Для организации информационного взаимодействия между ИКМ «Пирамида» и АРМ операторов коммерческого учета субъекта ОРЭ используется (основной) выделенный канал связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации времени УСВ-1, подключенных к УСПД ИВКЭ и серверам ИВ К по интерфейсу RS-232. УСВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - GPS). Источником сигналов единого календарного времени является встроенный в УСВ GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более 0,5 с.

В ИВК коррекция времени выполняется по сигналам устройства синхронизации времени УСВ-1 (зав. № 708), один раз в 1 с при расхождении времени равного ± 1 с.

Внутреннее время УСПД ИВКЭ синхронизируется со временем устройств синхронизации времени, установленных на уровне ИВКЭ, по сигналам единого календарного времени один раз в 2 с при расхождении времени равного ± 1 с. В случае, если время УСПД, установленного на объекте, не синхронизировано со временем УСВ ИВКЭ, сервер ИВК ГТП «ОАО «НЭСК» - г. Апшеронск» автоматически осуществляет коррекцию времени УСПД. Сличение времени УСПД со временем сервера ИВК один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера ИВК и УСПД равного ± 1 с. УСПД осуществляет коррекцию внутреннего времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков выполняется при расхождении со временем УСПД равного ± 1 с.

На объектах, где УСПД отсутствует, сервер ИВК ГТП «ОАО «НЭСК» - г. Апшеронск» осуществляет коррекцию времени счетчиков. Корректировка времени в момент синхронизации счетчика осуществляется от сервера автоматически при обнаружении рассогласования времени счетчика и сервера равного ± 2 с. Сличение времени счетчиков с временем сервера ИВК один раз в сутки.

Абсолютная погрешность измерений времени СОЕВ не превышает предела абсолютной суточной погрешности измерения текущего времени, равного ± 5 с/сут.

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.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Состав и основные метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ

№№ ИК, наименование присоединений

Состав измерительного канала

ИВКЭ

Вид электроэнерги и

Метрологические характеристики ИК

- тт ■ ..

TH

Счетчик

Основная погрешность, : %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 110/35/6 кВ «Апшеронская»

1.Г-1

ТЛМ-10-2 400/5 Кл.т.0,5 3ав.№3155 Зав.№8059

НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№1037

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104083549

Сикон С70 Зав.№ 01618

УСВ-1 Зав. №691

Активная

реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±5,9

2. Г-2

ТЛМ-10 300/5 Кл.т.0,5 Зав.№4360 Зав.№2А2С

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№1001

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104083526

3. Г-3

ТОЛ-10-1-7 600/5 Кл.т.0,58 3ав.№25398 Зав.№39907

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№1037

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104082133

Активная реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±8,1

4. Г-4

ТЛМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№7420 3ав.№3812

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№1001

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104083643

Активная

реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±5,9

5. Г-5

ТЛМ-10-2; ТЛМ-10-1 300/5 Кл.т.0,5 3ав.№2931 Зав.№2271

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5 Зав.№1037

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0109068201

ПС 35/6 кВ «Заводская»

1. ЗВ-1

ТПЛ-10-М-1 75/5

Кл.т.0,58 3ав.№4638 Зав.№4669

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№УУЕР

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104080716

Сикон С70 Зав.№ 01599

УСВ-1 Зав. № 706

Активная

реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±8,1

2. ЗВ-2

ТПЛМ-10;

ТПЛ-10 50/5

Кл.т.0,5 Зав.№28749 3ав.№35119

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№2947

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104082666

Активная

реактивная 1

±1,2

±2,4

±3,9

±5,9

3. ЗВ-З

ТОЛ-10-1-7 200/5 Кл.т.0,58 Зав.№24187 Зав .№24348

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№УУЕР

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104082090

Активная

реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±8,1

4. ЗВ-4

ТОЛ-10-1-7 300/5 Кл.т.0,58 Зав.№28350 Зав.№30374

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№2947

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104082281

1

2

3

4

5

6

7

8

5. ЗВ-5

ТВЛМ-10 300/5 Кл.т.0,5 Зав.№28455 Зав.№28587

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№УУЕР

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104082672

Сикон С70 Зав.№ 01599

УСВ-1 Зав. № 706

Активная

реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±5,9

6. ЗВ-6

ТВЛМ-10 200/5 Кл.т.0,5 Зав.№28927 Зав.№04171

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№2947

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104081895

7. ЗВ-11

ТПЛ-10-М-1 75/5

Кл.т.0,58

Зав.№2616

Зав.№2617

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№УУЕР

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104081846

Активная

реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±8,1

8. ЗВ-9

ТВЛМ-10 150/5 Кл.т.0,5 Зав.№54017 3ав.№53994

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№УУЕР

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0104082680

Активная

реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±5,9

ПС 35/6 кВ «Нефтегорская»

1.Ф-12

ТПЛ-10 200/5

Кл.т.0,5 Зав.№38110 Зав.№0108

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№2589

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0120072518

Сикон С70 Зав.№ 01990

УСВ-1

Зав. № 699

Активная

реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±5,9

2. Ф-17

ТПЛ-10-М-1 200/5

Кл.т.0,58 Зав.№6408 Зав.№4784

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т.0,5 3ав.№7173

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0120071931

Активная

реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±8,1

ПС 110/35/6 кВ «Хадыженская-2»

1. Ф-21

ТЛК-10-5 300/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 16866 Зав.№ 16856

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№0012

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0120071728

Сикон С70 Зав.№ 01615

УСВ-1 Зав. № 655

Активная

реактивная

±1,2

±2,4

±3,9

±5,9

2. Ф-25

ТЛК-10-6 200/5 Кл.т.0,5 Зав.№0044 Зав.№4501

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№0855

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0120071761

3. Ф-29

ТЛК-10-5 200/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 14902 Зав.№ 14954

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№0012

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0120071749

ТП-24/01 от ф.24 ПС «Хадыженская-2»

1. ТП-24/01

ТШП-0,66 400/5 Кл.т.0,58 Зав.№ 116593 Зав.№ 114925 Зав.№ 116600

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0101073381

-

Активная

реактивная

±1,0

±2,1

±3,8

±8,0

ТП-27 от ПС «Тяговая-Куринская»

1. ТП-27 ДЦР-2

ТТИ-А 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№М36902 Зав.№М36916 Зав.№М36931

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл.т.0,58/1,0 Зав.№ 0101073169

-

Активная

реактивная

±1,0

±2,1

±3,8

±5,8

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

3. Нормальные условия:

‘          - параметры сети: напряжение (0,99 4- 1,01) Uhom; ток (1 4- 1,2) Ihom; coscp = 0,87 инд.; частота - (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающего воздуха: TH и ТТ - от -40°С до +50°С; счетчиков - от +18°С до +25°С; УСПД и сервера ИВК - от +15°С до +25°С;

- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более - 0,05 мТл.

4. Рабочие условия:

- параметры сети, для ИК, включающих в себя ТТ кл.т. 0,5S, TH кл.т. 0,5; счетчик кл.т. 0,5S/l,0: напряжение (0,9 4-1,1) ином; ток (0,02 4- 1,2) Ihom; coscp = 0,8 инд.; частота - (50 ± 0,4) Гц;

- параметры сети, для ИК, включающих в себя ТТ кл.т. 0,5, TH кл.т. 0,5; счетчик кл.т. 0,5S/l,0: напряжение (0,9 41,1) Uhom; ток (0,05 4- 1,2) Ihom; coscp = 0,8 инд.; частота - (50 ± 0,4) Гц;

- параметры сети, для ИК, включающих в себя ТТ кл.т. 0,5S, счетчик кл.т. 0,5S/l,0: напряжение (0,9 4- 1,1) Ином; ток (0,02 4- 1,2) Ihom; coscp = 0,8 инд.; частота - (50 ± 0,4) Гц;

- параметры сети, для ИК, включающих в себя ТТ кл.т. 0,5, счетчик кл.т. 0,5S/l,0: напряжение (0,9 4- 1,1) Uhom; ток (0,05 4- 1,2) Ihom; coscp = 0,8 инд.; частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха: TH и ТТ от -20 до + 45 °C, для счетчиков от -15 до + 45 °C; для УСПД от -10 до + 35 °C; для сервера ИВК от + 15 до +25 °C;

— магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более - 0,5 мТл.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по , ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «НЕЗАВИСИМАЯ ЭНЕРГОСБЫТОВАЯ КОМПАНИЯ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч., среднее время восстановления работоспособности tB=2 ч.;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч., среднее время восстановления работоспособности tB=2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113060 ч., среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.

Надежность системных решений:

• резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью источников бесперебойного питания;;

• резервирование электрического питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование электрического питания серверов ИВК с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование внутренних каналов передачи данных ИК - ИВК (счетчик - серверы ИВК);

• резервирование внутренних каналов передачи данных ИВКЭ - ИВК (УСПД серверы ИВК);

• резервирование внешних каналов передачи данных ИВК - организации-участники оптового рынка электроэнергии.

Регистрация событий:

• журнал событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

• журнал событий УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- серверов ИВК;

• защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 сут.;

• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления но каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «НЕЗАВИСИМАЯ ЭНЕРГОСБЫТОВАЯ КОМПАНИЯ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ».

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 2

Таблица 2- Комплектность АИИС КУЭ_________________________ ____

Наименование

Количество

1

2

Измерительный трансформатор тока

42 шт

Измерительный трансформатор напряжения

8 шт

Счетчик электроэнергии многофункциональный типа СЭТ-4ТМ.03.09

2 шт

Счетчик электроэнергии многофункциональный типа СЭТ-4ТМ.03.01

18 шт

Комплектность ИВКЭ:

УСПД «СИКОН С70»

4 шт

УСВ-1

4 шт

Преобразователь интерфейса МОХА ТСС-100

4 шт

GSM модем Siemens MC35i

12 шт

Блок питания стабилизирующий Siemens LOGO! Power

12 шт

Источник бесперебойного питания Smart -UPS 750

2 шт

Источник бесперебойного питания АРС Smart-UPS 1000ВА

4 шт

Тепловентилятор HGL 04601.0-00

10 шт

Холодильный агрегат VIP

3 шт

Фильтрующий вентилятор SK

3 шт

Термостат КТО

6 шт

Термостат KTS

3 шт

Светильник KLO

6 ш г

Комплектность шкафов учета:

GSM модем Siemens MC35i

4 шт

Медиаконвертор МОХА ТСС-1001

4 шт

Блок питания стабилизированный LOGO!POWER

4 шт

Источник бесперебойного питания Smart-UPS SUA750I

2 шт

Компактный тепловентилятор HGL 04601.0-00

2 шт

Фильтрующий вентилятор SK

2 шт

Комплектность ИВК ГТП «ОАО «НЭСК» - г. Апшеронск:

Сервер БД ИВК ProLiant DL380G4

1 шт

Сервер опроса ИВКЭ ProLiant DL380G4

1 шт

TFT5600RKM Rack Keyboard Monitor (1U)

1 шт

Устройство синхронизации времени УСВ-1

1 шт

Коммутатор сетевой ProCurve Switch 2626 (24 port)

1 шт

Настольный компьютер Compag dc5100SFF

1 шт

Проводной модем ZyXELU-336S

2 ш т

GSM модем Siemens MC35i

8 шт

Блок питания стабилизированный Siemens LOGOlPower

4 шт

Коммутатор HP KVM IP console switch

1 шт

Модуль защиты телефонных линий PTEL2R

2 шт

Расширитель интерфейса Моха С32081Т BasicModule

1 шт

Мультипортовая плата Моха C32081T/PCI

1 шт

Жесткий диск HP ULTRA 320 SCSI 72 GB (сервер опроса)

1 шт

Жесткий диск 72 GB 10k SAS Single Port (сервер БД)

1 шт

Привод DVD-ROM DRIVE-A1

1 шт

Блок питания HP RPS DL380G4 ALL (сервер опроса)

1 шт

Блок питания HP RPS 350/370/380 G5 Kit (сервер БД)

1 шт

1

2

ПО ИВК ГТП «ОАО «НЭСК» - г. Апшеронск:

ПО операционной системы Windows Svr Std 2003 w/SPl Win32 English Ipk DSP OEI CD 1-4CPU 5 Clt

1 шт

ПО Antivirus Corporate Edition 10 for Workstations&NetService in license+Gold Maint 1YR value band A

1 шт

ПО Antivirus Corporate Edition 10 for Workstations in license + Gold Maint 1 YR value band A

1 шт

Программное обеспечение Antivirus Corporate Edition 10 Russian CD Media Pack

1 шт

ПО счетчиков «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»

1 шт

ПО «Пирамида 2000. Розничный рынок». Версия 12.02. Полный комплект со всеми программными модулями и утилитами

1 III т

Комплектность ИВК ЦСОД АИИС КУЭ ОАО «НЭСК»:

Сервер сбора Hewlett-Packard Proliant DL380R04

1 шт

Сервер БД, кластер Hewlett-Packard Proliant DL380G4 Packaged Cluster Xeon with MSA500 G2

1 шт

Сервер резервного копирования NAS ProLiant DL100G2

1 шт

Устройство хранения информации StorageWorks DAT72i tape drive, internal

2 шт

Сервер контроллер домена Proliant DL380R04

1 шт

Почтовый сервер Proliant DL360G4p

1 шт

Герминальный сервер Proliant DL360G4p

1 шт

Сервер подсистемы мониторинга Proliant DL360G4p

1 шт

HP TFT5600RKM Rack Keyboard Monitor

1 шт

Устройство синхронизации времени УСВ-1

1 шт

Межсетевой экран Check Point VPN-1 Edge X32

1 шт

Коммутатор сетевой ProCurve Switch 2626 (24 port)

1 шт

Коммутатор сетевой ProCurve Switch 6108 (8 port)

1 шт

Расширитель интерфейса RS-232 - Basic Module Moxa C32081T

2 шт

Телефонный модем Zyxel Prestige 791 R/M

1 шт

Модемный блок Zyxel RS-1612

1 шт

Карта модуль Zyxel U-336RE для модемного блока RS-1612

8 шт

Источник бесперебойного питания Smart-UPS RT On-Line 7500 VA

2 шт

1

2

ПО ИВК ЦСОД АНИС КУЭ ОАО «НЭСК»:

Программное обеспечение операционной системы MS Windows Server Standard 2003 R2 Win32 Russian, OEM, 1-4CPU, 5 CAL

5 шт.

Программное обеспечение Windows Server Enterprise 2003 Russian, OLP NL

1 шт.

Программное обеспечение SQL Server Enterprise Edition 2005 x64 English OLP NL

1 шт.

Программное обеспечение Exchange Server 2003 English OLP NL

1 шт.

Программное обеспечение Windows Server CAL 2003 Russian with 5 User CAL pack

2 шт.

11рограммное обеспечение SQL CAL 2005 x64 English OLP NL Device CAL

10 шт.

Программное обеспечение Exchange CAL 2003 All Languages OLP NL Device CAL

5 шт.

Программное обеспечение Windows Terminal Server CAL 2003 Russian OLP NL Device CAL

10 пп.

Программное обеспечение Windows Server Enterprise 2003 Win32 Russian Disk Kit MVL CD with SP1

1 шт.

Программное обеспечение SQL Server Enterprise Edition 2005 x64 English Disk Kit MVL CD/DVD

1 шт.

Программное обеспечение Exchange Server 2003 English Disk Kit MVL CD

1 шт.

Программное обеспечение MOM Operations Migration Server Enterprise Edition 2005 English OLP NL

1 шт.

Программное обеспечение MOM Operations Managment License 2005 English OLP NL

7 шт.

Программное обеспечение MOM Ops Migration Server Enterprise Edition 2005 w/SPl English Disk Kit MVL CD

1 шт.

Программное обеспечение Antivirus Corporate Edition 10 for Workstations&NetService in license+Gold Maint 1 YR value band A

10 шт.

Программное обеспечение Mail Security 5.0 for MS Exchange IN LIC + GOLD MAINT 1 YR VALUE BANDA

5 шт.

Программное обеспечение Antivirus Corporate Edition 10 Russian CD Media Pack

1 шт.

Программное обеспечение Mail Security for MS Exchange 5.0 IN CD Media Pack

1 шт.

ПО «Пирамида 2000». Версия 8.0. «Корпорация». Полный комплект со всеми программными модулями и утилитами

1 шт.

Руководство пользователя ЕКМН.466453.022-17 ИЗ

1 комплект

Методика поверки ЕКМН.466453.022-17 МП

1 экземпляр

Поверка

Поверка АИИС КУЭ проводится в соответствии с документом «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «НЕЗАВИСИМАЯ ЭНЕРГОСБЫТОВАЯ КОМПАНИЯ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ». Методика поверки ЕКМН.466453.022-17 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 21.08.2009 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;

- средства поверки УСВ в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» в соответствии с документом «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 году;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

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

- термогигрометр «CENTER» (мод.314): диапазон измерений температуры от -20...+ 60 °C, дискретность 0,1 °C; диапазон измерений влажности относит, от 10... 100 %, дискретность 0,1 %.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) «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 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

МИ 2999-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».

МИ 3000-2006 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «НЕЗАВИСИМАЯ ЭНЕРГОСБЫТОВАЯ КОМПАНИЯ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ОАО «НЕЗАВИСИМАЯ ЭНЕРГОСБЫТОВАЯ КОМПАНИЯ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.

Развернуть полное описание