Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергосбыт-Центр" (ООО "ЛТК "Свободный Сокол")

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 2071 п. 73 от 19.12.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергосбыт-Центр» (ООО «ЛТК «Свободный Сокол») (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора данных (далее - сервер) с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 преобразуются 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК посредством коммуникаторов GSM С-1.02.01 и счётчиков СЭТ-4ТМ.03 посредством коммуникаторов С-1.02 передаётся по основному или резервному каналу сотовой связи стандарта GSM на сервер. На сервере осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации

ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Часы сервера синхронизированы с УСВ-2, коррекция часов сервера осуществляется при расхождении ± 2 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC ±10 мкс. Синхронизация часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от сервера до счетчиков электрической энергии реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065 d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac

MD5

1

2

3

4

5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261

328cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf405

5bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2

884f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «Энергосбыт-Центр» (ООО «ЛТК «Свободный Сокол») и их основные метрологические характеристики

Но

мер ИК

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

ИВК

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ООО «Энергосбыт-Центр» (ООО «ЛТК «Свободный Сокол») - ОАО «ЛЭСК» (ОАО «Липецкая энергосбытовая компания»)

1

4

ПС 110/10/6 кВ

ГПП-1, ОРУ-110 кВ, 1 с.ш.

110 кВ, ввод 1

ТФЗМ 150Б-1У1

Кл.т. 0,5 600/5

Зав.№ 3084 Зав.№ 3096 Зав.№ 3091

НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав.№ 38728

Зав.№ 38736

Зав.№ 38653

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 1107142485

HP Proliant DL180 G6 Зав. № CZJ2060 167

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,7

2

5

ПС 110/10/6 кВ ГПП-1, ОРУ-110 кВ, 2 с.ш.

110 кВ, ввод 2

ТФЗМ 150Б-1У1

Кл.т. 0,5 600/5

Зав.№ 3085 Зав.№ 3094 Зав.№ 3088

НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/ 100:^3

Зав.№ 38807

Зав.№ 38716

Зав.№ 38797

ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1112138502

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,7

3

6

ПС 110/10/6 кВ ГПП-1, ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.44

ТОЛ-ЭС-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 04531 Зав.№ 04548

ЗНОЛ-06

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3

Зав.№ 16829

Зав.№ 16492

Зав.№ 17262

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 1107142436

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,7

4

7

ПС 110/10/6 кВ ГПП-1, ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.56

ТОЛ-ЭС-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 04532 Зав.№ 04536

ЗНОЛ-06

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3

Зав.№ 16795

Зав.№ 17723

Зав.№ 16489

ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1110131091

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,7

5

8

ПС-42 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.9

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав.№ 33214 Зав.№ 31627

ЗНОЛ-06

Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:^3

Зав.№ 4159

Зав.№ 6269

Зав.№ 6442

ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1109141052

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,7

6

9

ПС-42 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.21

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав.№ 40053 Зав.№ 40059

НОЛ.08-10УХЛ3 Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:^3

Зав.№ 11907 Зав.№ 2256

Зав.№ 17131

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1107142541

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

7

10

РП-36 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш.

6 кВ, яч.6

ТПШЛ-10

Кл.т. 0,5 2000/5 Зав.№ 903 Зав.№ 1659 Зав.№ 1554

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 1540

ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1109141045

HP Proliant DL180 G6 Зав. № CZJ2060 167

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,7

8

11

РП-36 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш.

6 кВ, яч.16

ТПШЛ-10

Кл.т. 0,5 2000/5 Зав.№ 1564 Зав.№ 1563 Зав.№ 1558

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 1552

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1107142514

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,7

9

12

КТП-9 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ на ВРУ-0,4 кВ ООО НПП "Валок-Чугун"

ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 999 Зав.№ 1000 Зав.№ 1001

ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1124138044

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,2

± 5,6

10

13

КТП-9 А 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ , с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ от РП-30 6 кВ

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5 100/5 Зав.№ 7034 Зав.№ 7035

ЗНОЛП-6

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав.№ 4002157 Зав.№ 4002170 Зав.№ 4002189

ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1112138462

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,7

ООО «Энергосбыт-Центр» (ООО «ЛТК «Свободный Сокол») - ОАО «ГЭСК» (ПС «Цементная»)

11

1

ПС-2 6/0,4, РУ-6 кВ, 1,2 с.ш.

6 кВ, яч.4

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 3330 Зав.№ 4359

НАМИТ-10-2

УХЛ2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 1107

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0107070124

HP Proliant DL180 G6 Зав. № CZJ2060 167

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,6

12

2

ПС-2 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш.

6 кВ, яч.16

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 4383 Зав.№ 4381

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100

Зав.№ 3403

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0106078240

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,6

13

3

РП-47 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш.

6 кВ, яч.1

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 150/5

Зав.№ 7861

Зав.№ 4783

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100

Зав.№ 45

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0106078234

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,6

14

4

РП-47 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш.

6 кВ, яч.2

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав.№ 3218 Зав.№ 4779

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0106071116

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,6

15

5

РП-47 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш.

6 кВ, яч.5

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав.№ 75087 Зав.№ 79254

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0107070138

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,6

16

6

РП-47 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш.

6 кВ, яч.13

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав.№ 6797 Зав.№ 6489

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 6494

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0106079042

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

17

7

РП-47 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш.

6 кВ, яч.19

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав.№ 5014 Зав.№ 4751

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 6494

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0106079131

HP Proliant DL180 G6 Зав. № CZJ2060 167

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,6

18

8

РП-36 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш.

6 кВ, яч.2

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав.№ 10686 Зав.№ 10596

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 1540

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0106079035

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,6

19

9

РП-36 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш.

6 кВ, яч.12

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав.№ 10633 Зав.№ 5106

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 1552

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0107071014

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,6

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (30 минут).

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

3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; час

тота (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающей среды: (23±2) °С.

5 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном cos9 = 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСВ-2 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8 Все  измерительные компоненты системы утверждены и внесены в

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 89 600 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 30 минут.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспере

бойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения на счетчике;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- счетчика электрической энергии;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на

правлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер - 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) ООО «Энергосбыт-Центр» (ООО «ЛТК «Свободный Сокол») 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 компонента

Тип компонента

№ Г осреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТФЗМ 150Б-1У1

5313-76

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-ЭС-10

34651-07

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

38395-08

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

7069-79

2

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

1423-60

6

Трансформаторы тока шинные

ТШЛ

47957-11

3

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ

47959-11

2

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-59

4

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

14

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-83У1

1188-84

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-06

3344-72

9

Трансформаторы напряжения

НОЛ.08-10УХЛ3

9219-83

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

4

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛП-6

46738-11

3

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-07

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

20186-05

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

50460-12

10

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

9

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Сервер с программным обеспечением

«Пирамида 2000»

_

1

Автоматизированное рабочее место

_

_

1

Методика поверки

_

_

1

Наименование компонента

Тип компонента

№ Г осреестра

Количество

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 59439-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергосбыт-Центр» (ООО «ЛТК «Свободный Сокол»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - 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.;

- устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Энергосбыт-Центр» (ООО «ЛТК «Свободный Сокол»)», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные документы

1 . ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

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

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание