Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» в части ОАО «Лесосибирский ЛДК-1» (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 ПАК ОАО «АТС», ОАО «Красноярскэнергосбыт», филиал «СО ЕЭС» Красноярское РДУ, филиал ОАО «МРСК Сибири» - Красноярскэнерго в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ построенная на основе ИКМ «Пирамида» (Госреестр № 45270-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-12 АИИС КУЭ состоят 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 устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 Госреестр № 2882205, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 Госреестр № 41681-09, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД), сервер базы данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), устройство синхронизации системного времени УСВ-2 Госреестр № 41681-09, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 13-15 АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя 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-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД), сервер базы данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), устройство синхронизации системного времени УСВ-2 Госреестр № 41681-09, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ ИВК представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ», подключённый к ЛВС предприятия и считы-
лист № 2
Всего листов 9 вающий данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet. Для этого в настройках коммуникационных параметров ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве ССД используется промышленный компьютер, включенный в состав ИВК «ИКМ Пирамида».
В качестве СБД используется сервер НР ProLiant DL360 G5.
ССД и СБД расположены в серверной стойке помещения серверной ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ».
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 АИ-ИС 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.
Для ИИК 1-12 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством линий связи RS -485 поступает в УСПД СИКОН С70. УСПД осуществляют вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1), хранение измерительной информации и журналов событий, передачу результатов измерений через GSM модемы в ССД АИИС КУЭ.
Для ИИК 13-15 данные со счетчиков, посредством линий связи RS - 485, через GSM модемы, поступают в ССД АИИС КУЭ.
Далее СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК ОАО «АТС», ОАО «Красноярскэнергосбыт», филиал «СО ЕЭС» Красноярское РДУ, филиал ОАО «МРСК Сибири» - Красноярскэнерго в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, сервер). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приемника.
Для ИИК 1-12 УСПД синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2, которое установлено в помещении ПС № 6 ЗРУ-6кВ.
Сличение времени УСПД со временем УСВ-2 происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция времени УСПД с временем УСВ-2 при расхождении времени УСПД с временем УСВ-2 на величину более ±1 с.
Сличение времени счетчиков с временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут. Коррекция времени счетчиков с временем УСПД при расхождении времени счетчиков с временем УСПД на величину более ±1 с.
Для ИИК 13-15 ССД синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2, которое установлено в помещении ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ».
Сличение времени сервера со временем УСВ-2 происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в 30 минут. Коррекция времени сервера с временем УСВ-2 при расхождении времени сервера с временем УСВ-2 на величину более ±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 «Пирамида», ПО СОЕВ.
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 |
| ПО «Пирамида 2000» | Дистрибутивный (установочный) файл ПО «Пирамида 2000. Сервер» | P2kServer.exе | Версия 10 | 111b7d2c3ce45ac4a0ed2 aec8cccae59 | MD5 |
| Дистрибутивный (установочный) файл ПО «Пирамида 2000. АРМ» | P2kClient.exe | 198ede872faca0b5991 1fd24ac98a46c |
| Дистрибутивный (установочный) файл ПО «Пирамида 2000. Модуль субъекта ОРЭ» | P2kClient(OR E).exe | 0f0d3d74bcede89376 9e7eb6335c5c11 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» в части ОАО «Лесосибирский ЛДК-1».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ
СИБИРЬ» в части ОАО «Лесосибирский ЛДК-1» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» в части ОАО «Лесосибирский ЛДК-1» приведен в Таблице 2.
лист № 4
Всего листов 9
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| П/П oj\f | № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД, Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 1 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-00 ЛЛДК-1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 27898 Зав. № 38201 Госреестр № 22192-07 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1835 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804101961 Г осреестр № 36697-08 | УСПД Сикон С-70 Зав. № 05456 Г осреестр № 28822-05 | Активная Реактивная |
| 2 | 2 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-03 ЛЛДК-1 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 19332 Зав. № 17089 Госреестр № 1261-08 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1166 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805100129 Г осреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 3 | 3 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-05 ЛЛДК-1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 49165 Зав. № 49722 Госреестр № 22192-07 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1166 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804101733 Г осреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 4 | 4 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-07 ЛЛДК-1 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 19175 Зав. № 19480 Госреестр № 1261-08 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1166 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804101731 Г осреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 5 | 5 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-08 ЛЛДК-1 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 13008 Зав. № 16005 Госреестр № 1261-08 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1835 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805101033 Г осреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 6 | 6 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-14 ЛЛДК-1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 49801 Зав. № 61705 Госреестр № 22192-07 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1835 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804101912 Г осреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 7 | 7 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-15 ЛЛДК-1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 61766 Зав. № 63727 Госреестр № 22192-07 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1166 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805100983 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 8 | 8 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-18 ЛЛДК-1 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 21909 Зав. № 21948 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1835 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812090487 Г осреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 9 | 9 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-22 ЛЛДК-1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 61738 Зав. № 63721 Госреестр № 22192-07 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1835 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805101019 Г осреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 10 | 10 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-23 ЛЛДК-1 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 21910 Зав. № 21944 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1166 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805101026 Г осреестр № 31857-06 | УСПД Сикон С-70 Зав. № 05456 Г осреестр № 28822-05 | Активная Реактивная |
| 11 | 11 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-24 ЛЛДК-1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 3614 Зав. № 3615 Госреестр № 22192-07 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1835 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804100024 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 12 | 12 | ПС №6 ЗРУ-6кВ Ф.6-29 ЛЛДК-1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 12083 Зав. № 1909 Госреестр № 22192-07 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1166 Г осреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804101479 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 13 | 13 | ТП-11, РУ-0,4кВ Ф.607/614 Г аражное общество «СТРЕЛА» | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 099597 Зав. № 099598 Зав. № 099578 Госреестр № 15698-96 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812095651 Г осреестр № 31857-06 | ССД ИКМ Пирамида | Активная Реактивная |
| 14 | 14 | ТП-19, РУ-0,4кВ Ф.623/629 Г аражное общество «ДЫМОК» | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 75/5 Зав. № 044575 Зав. № 054961 Зав. № 054963 Госреестр № 15698-96 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812095890 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 15 | 15 | ТП-15, РУ-0,4кВ Ф.615/622 Г аражное общество «ВОЛНА» | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 75/5 Зав. № 054896 Зав. № 054960 Зав. № 054962 Госреестр № 15698-96 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812095983 Г осреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
Таблица 3
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos ф | §1(2) %, I1(2)— I изм< I 5 % | §5 %, I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1-12 ТТ-0,5;ТН-0,5 Ch-0,2S | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 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 | ±3,0 | ±2,3 |
| 13-15 TT-0,5S; Ch-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 | ±4,9 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos ф | §1(2)%, I 2 %— I изм< I 5 % | §5 %, I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1-12 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 |
| 13-15 TT-0,5S; Сч-1,0 | 0,9 | ±8,2 | ±4,6 | ±3,0 | ±2,8 |
| 0,8 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,3 | ±2,2 |
| 0,7 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,1 | ±2,0 |
| 0,5 | ±4,0 | ±2,5 | ±1,9 | ±1,8 |
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 (0,98 ... 1,02) Uhom;
• сила тока (1 ... 1,2)1ном, cosф=0,9 инд;
• температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети (0,9 ... 1,1)Uhom,
• сила тока для ИИК № 13-15 (0,01 ... 1,2)1ном, для ИИК № 1-12 (0,05 ... 1,2)1ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425 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;
• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
• УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
• ИКМ «Пирамида» - 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, 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.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
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 средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| № п/п | Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 14 |
| 2 | Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| 3 | Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 4 |
| 4 | Трансформатор тока | Т-0,66 | 9 |
| 5 | Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 12 |
| 6 | Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 12 |
| 7 | Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 3 |
| 8 | Контроллер | Сикон С70 | 1 |
| 9 | GSM-модем | ОВЕН ПМ01-220.АВ | 4 |
| 10 | GSM-модем | Cinterion MC52i Terminal | 2 |
| 11 | Сервер | HP Proliant DL360 G5 | 1 |
| 12 | Коммутатор | D-Link DES-1210-28 | 1 |
| 13 | Источник бесперебойного питания | SUA1500RMI2U | 2 |
| 14 | Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 2 |
| 15 | Специализированное программное обеспечение | ИКМ «Пирамида» | 1 |
| 16 | Формуляр | 86619795.4222231.104 ФО | 1 |
| 17 | Методика поверки | МП-1005/446-2011 | 1 |
| 18 | Методика (методы) измерений | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1005/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» в части ОАО «Лесосибирский ЛДК-1». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в апреле 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;
- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- ИКМ «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2010 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 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, диапазон измерений от минус - 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» в части ОАО «Лесосибирский ЛДК-1». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 861/446-01.00229-2011 от 10 мая 2011 г.
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 Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
7 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.
8 ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
