2
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка
паролей и т.п.);
-конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
-ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
– подстанции «Ново-Невинномысская» и «КПФ»:
1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746;
трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики ЦЭ6850
класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425 для
реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.
2-й уровень (ИВКЭ) – комплекс устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа
«Телеучет-К1».
3-й уровень (ИВК) – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующуюаппаратуру,основнойирезервныйсерверабазданных
МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск, устройство синхронизации системного времени,
автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное
обеспечение (ПО).
–подстанцииРП«ЦРП»,ТП-126,«КазьминскийВодозабор»,РП«Котельная»,
«Новая деревня» отп. ПВР, РП-7, РП-13, «Родники»:
1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746;
трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики активной и
реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206 для активной
электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на
объектах, указанных в таблице 1.
2-й уровень (ИВК) – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующуюаппаратуру,основнойирезервныйсерверабазданных
МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск, устройство синхронизации системного времени, АРМ
и соответствующее ПО.
Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Принцип
действия счетчика основан на измерении мгновенных значений входных сигналов тока и
напряжения шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП), с последующим
вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и
полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты цифровым сигнальным процессором.
Счетчик также имеет в своем составе микроконтроллер, энергонезависимую память данных и
встроенные часы реального времени, позволяющие вести учет активной и реактивной энергии по
тарифным зонам суток.
На подстанциях «Ново-Невинномысская» и «КПФ» в качестве расчетных приборов учета
используются счетчики электрической энергии ЦЭ6850.
УСПД (ИВКЭ) осуществляет сбор данных со счетчиков электрической энергии по
цифровому интерфейсу связи RS-485, производит обработку результатов измерений. Вычисление
величинэнергопотребленияимощностисучетомкоэффициентовтрансформации
трансформаторов тока и напряжения производится с помощью ПО счетчика ЦЭ6850 «CETOOLS»
Сбор информации от УСПД осуществляется по каналам связи сервером баз данных ИВК. В
качестве канала связи между УСПД и уровнем ИВК используется коммутируемый телефонный
3
канал существующей сети сотовой связи стандарта GSM.
На подстанциях РП «ЦРП», ТП-126, «Казьминский Водозабор», РП «Котельная»,
«Новая деревня» отп. ПВР, РП-7, РП-13, «Родники» в качестве расчетных приборов учета
используются счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03. Счетчики передают информацию по
линиям связи на сервер (ИВК). Управление сбором данных осуществляется при помощи
программного обеспечения, которое функционирует на сервере (ИВК). Для организации передачи
данных от счетчиков, применяются GSM-модемы «SiemensMC35»,«Tess MT-02-232».
Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации
трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения на
сервере (ИВК).
В сервере (ИВК) осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМы по
локальной сети предприятия собранной информация, а также дальнейшей ретрансляцией по
существующим каналам связи в заинтересованные организации.
Система обеспечения единого времени выполняет функцию синхронизации хода внутренних
часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на «Зимнее» и
«Летнее» время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является
централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК АИИС КУЭ
осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.
На уровне ИВК МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск установлено устройство
синхронизации времени на базе GPS-приёмника «УСВ-1». Настройка системного времени сервера
баз данных ИВК МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск выполняется не реже одного раза в
суткинепосредственно от УСВ-1 с помощью программного обеспечения, входящего в его
комплект поставки.
Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ
автоматически при обнаружении рассогласования времени «УСВ-1» и сервера АИИС КУЭ более
чем на ± 1 с.
Корректировка хода внутренних часов УСПД (ИВКЭ) на подстанциях осуществляется во
время сеансов связи от сервера. Синхронизация времени в УСПД является функцией
программного модуля - компонента внутреннего ПО УСПД. Ход внутренних часов счетчиков
электрической энергии (ИИК) синхронизируется со временем в УСПД не реже 1 раза в сутки.
Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД, и реализуется программным модулем
заводского ПО. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и
записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Корректировка хода внутренних trial счетчиков на подстанциях без УСПД (РП «ЦРП», РП
«Котельная», ТП-126, ПС «Казьминский водозабор», ПС «Новая деревня» отп. ПВР, ПС
«Родники», РП-7, РП-13) осуществляется во время сеанса связи от сервера. Синхронизация
времени в счетчике является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО
счетчика. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (ИИК) синхронизируется со
временем сервера не реже 1 раза в сутки. Коррекция выполняется принудительно со стороны
сервера, и реализуется программным модулем заводского ПО. Все действия по синхронизации
хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из
вышеперечисленных уровней.
Разность показаний часов всех компонентов системы составляет не более ± 5 с.
4
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов приведены в таблице 1.
Состав измерительного канала
№
ПС
«Н.Невинномысская»
Ф-109
НТМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3544
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508236748
ПС
«Н.Невинномысская»
Ф-105
НТМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3741
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508238629
ПС
«Н.Невинномысская»
Ф-103
НТМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3741
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508238346
ПС
«Н.Невинномысская»
Ф-107
НТМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3544
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508237400
ПС
«Н.Невинномысская»
Ф-116
НТМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3544
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508238094
НТМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3741
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508236922
ПС
«Н.Невинномысская»
Ф-108
НТМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3544
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508236816
ПС
«Н.Невинномысская»
Ф-104
НТМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3741
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508238322
«Телеучет-К1»
Зав. №000015
Активная
реактивная
Наименование
объекта
ТТ
ТНСчетчикУСПД
Вид
электро-
энергии
1
2
3
4
5
6
ПС
«Н.Невинномысская»
Ф-106
7
8
ТПЛ-10
100/5
Кл. т. 0,5
Зав № 3677
Зав. № 2882
ТПЛ-10
150/5
Кл. т. 0,5
Зав.№9222
Зав.№0961
ТПЛМ-10
300/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 2858
Зав. №61699
ТПЛМ-10
Зав. № 84801
ТПЛ-10
Зав. №6489
300/5
Кл. т. 0,5
ТПЛМ-10
100/5
Кл. т. 0,5
Зав. №23966
Зав. №23905
ТПОЛ-10
600/5
Кл. т. 0,5
Зав. №00563
Зав. №2807
ТПОЛ-10
Зав. № 133
ТПЛ-10
Зав. №16537
600/5
Кл. т. 0,5
ТПОЛ-10
Зав. № 8175
ТПЛ-10
Зав. №9635
600/5
Кл. т. 0,5
9
ПС
«Н.Невинномысская»
Ф-114
ТПЛ-10
200/5
Кл. т. 0,5
НТМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508238643
5
Состав измерительного канала
№
Наименование
объекта
ТТ
электро-
энергии
ПС
«Н.Невинномысская»
Ф-117
НТМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3544
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
74890301
ПС «КПФ» Ф-66
ПС «КПФ» Ф-65
«Телеучет-К1»
Зав. №000016
РП «ЦРП»
Ф-12
---------
РП «Котельная»
Ф-7
Зав. № 0108073224
---------
ТП-126 Ф-280
ПС «Почтовая»
Зав. № 0108073189
---------
ТП-126 Ф-109
ПС «Кочубеевская»
Зав. № 0108073204
---------
ПС «Казьминский
Водозабор»
Ф-60
Зав. № 0108073196
---------
Зав. № 0108073211
---------
ПС «Родники» Ф-117
----
ТНСчетчикУСПД
Вид
Зав.№4586
Зав.№4588
Зав. № 3544
10
11
НТМИ-6-66У3
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №9462
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508237615
12
НТМИ-6-66У3
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №РПВУ
ЦЭ 6850
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
0055270508236793
Активная
реактивная
13
НАМИТ-10-2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №0768
СЭТ-4ТМ.03.
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.
№ 0108073164
14
НТМИ-6
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №275
СЭТ-4ТМ.03.
Кл. т. 0,2S/0,5
15
НАМИТ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав.№ 1017
СЭТ-4ТМ.03.
Кл. т. 0,2S/0,5
16
НТМИ-10У3
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав.№ 766
СЭТ-4ТМ.03.
Кл. т. 0,2S/0,5
17
НТМИ-6-66У3
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №11259
СЭТ-4ТМ.03.
Кл. т. 0,2S/0,5
18
ПС «Новая Деревня»
Ф-195 отп.
ПВР 107-195
НАМИ-10У2
10000/100
Кл. т. 0,2
Зав.№ 2223
СЭТ-4ТМ.03.
Кл. т. 0,2S/0,5
19
ТЛК-10-5
400/5
Кл. т. 0,5
Зав.№01846
Зав.№13003
ТВЛМ-10
300/5
Кл. т. 0,5
Зав.№11425
Зав.№11620
ТВЛМ-10
200/5
Кл. т. 0,5
Зав.№36062
Зав.№36087
ТПЛМ-10
150/5
Кл. т. 0,5
Зав.№30523
Зав.№78504
ТПФМ-10
150/5
Кл. т. 0,5
Зав.№72999
Зав.№67992
ТОЛ-10У2
150/5
Кл. т. 0,5
Зав.№915
Зав.№187
ТПЛ-10
75/5
Кл. т. 0,5
Зав.№52841
Зав.№1164
ТПЛМ-10
100/5
Кл. т. 0,5
Зав.№5601
Зав.№2317
ТПЛ-10
50/5
Кл. т. 0,5
Зав.№9247
Зав.№9239
ТПЛМ-10
Зав.№58951
ТПЛ-10
НОМ-10-66У3
10000/100
Кл. т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03.
Кл. т. 0,2S/0,5
Активная
реактивная
6
Состав измерительного канала
№
электро-
энергии
РП-7 ячейка 7
РП-13 ячейка 15
Наименование
объекта
ТТ
ТНСчетчикУСПД
Вид
Зав.№ СВВИ
Зав.№ СВУА
Зав. № 0108073210
20
НТМИ-10-66У3
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав.№2602
СЭТ-4ТМ.03.
Кл. т. 0,2S/0,5
-----
Зав. № 0108073252
21
Зав.№74211
100/5
Кл. т. 0,5
ТЛМ-10У3
300/5
Кл. т. 0,5
Зав.№02129
Зав.№02128
ТЛК-10-5
400/5
Кл. т. 0,5
Зав.№03722
Зав.№03720
НАМИТ-10-2 УХЛ2
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав.№0184
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
-----
Зав. № 0108073217
Примечание:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983;
счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ 30206 для активной
электроэнергии и по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии; счётчики активной и
реактивной электроэнергии ЦЭ6850 по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и по
ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии.
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных trial с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 1 (см. изменение к МИ 2999-2006 Приложение Б).
Надежность применяемых в системе
компонентов:
-ИИК:
−
электросчётчика (параметры надежности для СЭТ-4ТМ.03: Т = 90000 час
tв = 2 часа, для ЦЭ6850: Т = 120000 час tв = не менее 24 часа);
- ИВКЭ:
−
УСПД (параметры надежности То = 60000 час tв = 24 часа);
- ИВК:
-
сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tв = 1 час);
-
резервный сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tв = 1 час).
Надежность системных решений:
- резервирование питания:
−
электросчетчика от дополнительного источника питания;
-
УСПД с помощью АКБ из комплекта поставки;
- резервирование компонентов системы (технические средства):
-
резервирование сервера;
- резервирование информации:
-
наличие резервных баз данных;
- диагностика:
- в журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
7
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
- удаленный доступ:
-
- возможность съема информации со счетчика автономным способом;
-
- визуальный контроль информации на счетчике.
Организационные решения:
- наличие эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- ИИК:
- электросчётчика;
- вторичных цепей:
- промклеммников;
- ИВКЭ:
УСПД;
- ИВК:
- сервера;
- резервного сервера;
- наличие защиты на программном уровне:
- информации;
- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов
измерений;
- при параметрировании:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ.
Возможность проведения измерений следующих величин:
- приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);
- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);
- время и интервалы времени (функция автоматическая).
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматическая);
- УСПД (функция автоматическая);
- ИВК (функция автоматическая).
Возможность сбора информации:
-
результатов измерения (функция автоматическая);
-
состояния средств измерения (функция автоматическая).
Цикличность:
- измерений:
- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
- сбора:
- 1 раз в сутки (функция автоматизирована);
- 1 раз в месяц (функция автоматизирована).
8
Возможность предоставления информации в заинтересованные организации:
- о результатах измерения (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации (профиля):
- электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03 имеет энергонезависимую память для хранения профиля
нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 110 суток, данных по активной и
реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также
запрограммированных параметров (функция автоматическая);
- электросчетчик типа ЦЭ6850 имеет энергонезависимую память для хранения профиля
нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 50 суток, данных по активной и
реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также
запрограммированных параметров (функция автоматическая);
- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – 6 месяцев, сохранение
информации при отключении питания – 10 лет (функция автоматизирована);
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет
(функция автоматическая).
Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИК
в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов
Таблица 2
Активная электроэнергия и мощность
Номера
каналов
Кл. т
счетчика
Знач.
cos
ϕ
/ sin
ϕ
δ
2 %P
, [ %]
для диапазона
W
P2%
≤
W
Pизм
<W
P5 %
δ
5 %P
, [ %]
для диапазона
W
P5 %
≤
W
Pизм
<W
P20 %
δ
20 %P
, [ %]
для диапазона
W
P20 %
≤
W
Pизм
<
W
P100 %
δ
100 %P
, [ %]
для диапазона
W
P100 %
≤
W
Pизм
<
W
P120 %
1,0/0,0
±1,9
±1,2
±1,1
0,87/0,5
±2,6
±1,6
±1,3
0,8/0,6
±3,0
±1,7
±1,4
0,6/0,8
±4,4
±2,5
±1,9
1÷17
19÷21
0,2S
0,5/0,87
±5,5
±3,1
±2,3
1,0/0,0
±1,8
±1,1
±1,0
0,87/0,5
±2,5
±1,4
±1,1
0,8/0,6
±2,9
±1,6
±1,3
0,6/0,8
±4,3
±2,3
±1,7
18
0,2S
0,5/0,87
±5,4
±2,9
±2,1
Кл. т Кл. т
ТТ ТН
0,50,5
0,50,2
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
9
Пределы погрешности измерений по реактивной электроэнергии
Реактивная электроэнергия и мощность
1,0/0,0
0,87/0,5
0,8/0,6
0,6/0,8
1÷17
19÷21
0,5/0,87
1,0/0,0
0,87/0,5
0,8/0,6
0,6/0,8
18
0,5/0,87
Номера
каналов
Кл. т Кл. тКл. тЗнач.
ТТТН счетчика sin
ϕ
/cos
ϕ
δ
2 %Q
, [ %]
для диапазона
W
Q2%
≤
W
Qизм
<W
Q5 %
δ
5 % Q
, [ %]
для диапазона
W
Q5 %
≤
W
Qизм
<W
Q20 %
δ
20 % Q
, [ %]
для диапазона
W
Q20 %
≤
W
Qизм
< W
Q100 %
δ
100 % Q
, [ %]
для диапазона
W
Q100 %
≤
W
Qизм
< W
Q120 %
±2,2±1,5±1,3
±3,0±1,8±1,6
±3,3±1,9±1,7
±4,6±2,6±2,1
0,50,50,5
±5,7±3,2±2,5
±2,2±1,4±1,1
±2,9±1,7±1,4
±3,2±1,8±1,5
±4,5±2,4±1,9
0,50,20,5
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
±5,6±3,0±2,3
В таблице 2 приняты следующие обозначения:
W
Р 2 %
(W
Q 2 %
) – значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);
W
Р 5 %
(W
Q 5 %
) – значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;
W
Р 20 %
(W
Q 20 %
) – значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;
W
Р 100 %
(W
Q 100 %
) – значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная
нагрузка);
W
Р 120 %
(W
Q 120 %
) – значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная
нагрузка).
Примечание:
1. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98
÷
1,02) U
ном
; ток (1
÷
1,2) Iном, частота (95
÷
105)f
ном
;
cos
ϕ
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
2. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9
÷
1,1) Uном; ток (0,05
÷
1,2) Iном;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от
минус 40 до + 70°С, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до +60°С, для счетчиков ЦЭ6850
от минус 40 до +55 °С; для сервера от + 10 до +40 °С; для УСПД от минус 30 до +50°С;
10
3НАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
системуавтоматизированнуюинформационно-измерительнуюдлякоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск.
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ определена в проектной документацией на системуи
приведена в таблице 3.
Основные технические компоненты
1.1
Измерительные трансформаторы
тока ТПЛ-10
Г.р. № 1276-59
Классы точности 0,5
(14 шт.)
1.2
Измерительные трансформаторы
тока ТПЛМ-10
Г.р. № 2363-68
Классы точности 0,5
(10 шт.)
1.3
Измерительные трансформаторы
тока ТПОЛ-10
Г.р. № 1261-59
Классы точности 0,5
(4 шт.)
1.4
Измерительные трансформаторы
тока ТЛК-10-5
Г.р. № 9143-01
Классы точности 0,5
(4 шт.)
1.5
Измерительные трансформаторы
тока ТВЛМ-10
Г.р. № 1856-63
Классы точности 0,5
(4 шт.)
1.6
Измерительные трансформаторы
тока ТПФМ-10
Г.р. № 814-53
Классы точности 0,5
(2 шт.)
1.7
Измерительные трансформаторы
тока ТОЛ-10У2
Г.р. № 6009-77
Классы точности 0,5
(2 шт.)
1.8
Измерительные трансформаторы
тока ТЛМ-10У3
Г.р. № 2473-05
Классы точности 0,5
(2 шт.)
1.9
Измерительный трансформатор
напряжения НТМИ-10
Г.р. № 831-53
Классы точности 0,5
(4 шт.)
1.10
Измерительный трансформатор
напряжения НТМИ-6
Г.р. № 2611-70
Классы точности 0,5
(1 шт.)
1.11
Измерительный трансформатор
напряжения НТМИ-6-66У3
Г.р. №2611-70
Классы точности 0,5
(3 шт.)
1.12
Измерительный трансформатор
напряжения НАМИТ-10
Г.р. №16687-02
Классы точности 0,5
(3 шт.)
1.13
Измерительный трансформатор
напряжения НАМИ-10У2
Г.р. №11094-87
Классы точности 0,2
(1 шт.)
Таблица 3
Номер в Госреестре
№Наименованиесредств измерений
Примечание
1Технические средства учета электрической энергии и мощности
11
1.14
Измерительный трансформатор
напряжения НОМ-10-66У3
Г.р. №4947-98
Классы точности 0,5
(2 шт.)
Счетчики СЭТ-4ТМ.03 для учёта
активной и реактивной энергии
Г.р. № 27524-04
Счетчики ЦЭ6850 для учёта
активной и реактивной энергии
Г.р. № 20176-06
Комплекс устройств сбора и
передачи данных «Телеучет-К1»
Г.р. № 29337-05
Устройство синхронизации времени
УСВ-1
Г.р. № 28716-05
2.1
GSM-модем «Tess MT-02-232»
2.2
GSM-модем «Siemens MC-35»
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
Блок аккумулятора CG03A
Программные компоненты
№
Наименование
Номер в Госреестре
средств измерений
Примечание
1.15
1.16
1.17
1.18
Класс точности 0,2S по
ГОСТ 30206-94 и 0,5 по
ГОСТ 26035-83 (9 шт.)
Класс точности 0,2S по
ГОСТ Р 52323-2005 и 0,5 по
ГОСТ Р 52425-2005 (12 шт.)
Обеспечивает сбор
измерительной информации от
счетчиков (2 шт.)
синхронизация текущих
значений времени по сигналам
GPS-приемника
2Средства вычислительной техники и связи
------------------
1 шт.
------------------11шт.
------------------1 шт.
------------------7 шт.
------------------2 шт.
Источник бесперебойного питания
Smart UPS 1000 VA
Источник бесперебойного питания
АРС UPS 700 VA Smart SU700
Сервер HP COMPAQ Proliant
DL140R03 5110 Hot Plug SATA/SAS
Коммутатор 3COM SuperStar 3
Baseline 2808 3C15477A
------------------1 шт.
------------------2 шт.
3Программное обеспечение,
установленное на компьютере типа
IBM PC
ПО Microsoft Windows XP Pro
------------------ПО Microsoft MS SQL Server
2005
ПО «АСКУЭ РН»
ПО «КонфигураторСЭТ-
4ТМ» для типа СЭТ-4ТМ.03;
ПО «CETOOLS» для ЦЭ6850;
ПО «Параметризатор»
ПО устройства синхронизации
времени «УСВ-1»
12
Эксплуатационная документация
Номер в Госреестре
№Наименованиесредств измеренийПримечание
------------------
1 экз.
------------------
1 экз.
------------------
1 экз.
------------------
1 экз.
------------------
1 экз.
------------------
1 экз.
4.1Руководство пользователя АИИС
КУЭ МУП «Горэлектросеть»
г. Невинномысск.
РКПН.422231.094.00.И3
4.2Паспорт-формуляр АИИС КУЭ МУП
«Горэлектросеть» г. Невинномысск.
РКПН.422231.094.00.ФО
4.3 Технологическая инструкция АИИС
КУЭ МУП «Горэлектросеть»
г. Невинномысск.
РКПН.422231.094.00.И2
4.4Инструкция по формированию и
ведению базы данных АИИС КУЭ
МУП «Горэлектросеть»
г. Невинномысск.
РКПН.422231.094.00.И4
4.5 Инструкция по эксплуатации АИИС
КУЭ МУП «Горэлектросеть»
г. Невинномысск.
РКПН.422231.094.00.ИЭ
4.6 Методика поверки измерительных
каналов системы
автоматизированной
информационно-измерительной для
коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ)МУП
«Горэлектросеть» г. Невинномысск.
РКПН.422231.094.00.МП
4.7Техническаядокументацияна
комплектующие изделия
------------------
1 комплект
13
ПОВЕРКА
Поверка проводится в соответствии с документом «Методика поверки измерительных
каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск, согласованной с ФГУ
«Ростовский ЦСМ» в июне 2008 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 на счетчики электрической энергии многофункциональные типа
СЭТ-4ТМ.03;
−
средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой поверки
ИНЕС.411152.034 Д1 на счетчики электрической энергии типа ЦЭ6850;
−
средства поверки в соответствии с методикой поверки на комплекс устройств сбора и
передачи данных «Телеучет-К1» ЛАМТ.411151.001 ПМ;
−
средства поверки в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000 МП «Устройства
синхронизации времени «УСВ-1». Методика поверки»;
−
средства измерений в соответствии с утвержденным документом Методика выполнения
измеренийэлектроэнергииимощностисиспользованиемавтоматизированной
информационно-измерительнойсистемы (АИИСКУЭ)МУП«Горэлектросеть»
г. Невинномысск;
−
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь УСО-2 для работы со
счетчиками типа СЭТ-4ТМ.03, ЦЭ6850;
Межповерочный интервал - 4 года.
НОРМАТИВНЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие
технические условия».
ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс
точности 0,2 S и 0,5 S)».
ГОСТ 34.601-90»Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные
системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
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».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
МИ2999-2006«ГСИ.Системыавтоматизированныеинформационно-измерительные
коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную
для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
