Приложение к свидетельству № 35672
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт».
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт» предназначена для измерения ак-
тивной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, об-
работки, хранения и обработки полученной информации, в том числе поступающей от автома-
тизированной информационно-измерительной системы (АИИС КУЭ) филиала ДГ ОАО «ЮГК
ТГК-8»,регистрационный номер в Государственном реестре средств измерений 35711-07,
имеющей сечение с ООО «Каспэнергосбыт».
Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов на оптовом рынке
электроэнергии.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ выполнена на базе информационно-вычислительного комплекса «Альфа-
Центр», зарегистрированного в Государственном реестре средств измерений под № 20481-00 и
представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерений.
Информационно-измерительные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S, измери-
тельные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактив-
ной электроэнергии типаЕвро АЛЬФА класса точности 0,5S/1,0.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327, систему обес-
печения единого времени (СОЕВ), аппаратуру передачи
данных внутренних
каналов связи
и
специализированное программное обеспечение (ПО)
«
Альфа Центр».
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включаю-
щий в себя сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, аппаратуру передачи данных внутренних и
внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и специализиро-
ванное программное обеспечение (ПО)
«
Альфа Центр».
На 3-й уровень дополнительно выводится информация со смежной системы АИИС КУЭ
филиала ДГ ОАО «ЮГК ТГК-8», регистрационный номер в Государственном реестре средств
измерений № 35711-07. Перечень измерительных каналов данной системы представлен в таб-
лице 4.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена
клиентская часть ПО «Альфа ЦЕНТР». АРМ по локальной вычислительной сети (ЛВС) пред-
приятия связано с сервером для этого в настройках ПО «Альфа ЦЕНТР» указывается IP-адрес
сервера.
В качестве сервера сбора данных (ССД) и СБД используются сервер iROBO-2000-
4175TLRHN. Сервер установлен в центре сбора и обработки информации ООО «Каспэнергос-
быт».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
измерение 30-, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
измерение календарного времени и интервалов времени;
-
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной
дискретностью учета (30 мин., 60 мин., 1 день, 1 месяц);
лист № 2
всего листов 11
-
перезапуск АИИС;
-
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
−
передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабо-
чие места (АРМы);
-
передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информацион-
ного обмена с ООО «Каспэнергосбыт» – участников оптового рынка электроэнергии;
-
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптово-го
рынка электроэнергии;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
-
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Первичные
фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают 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 0,02с. Из-
мерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициэнта трансформации:
−
активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от сред-
ней за период 0,02с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интер-
валов времени 30 мин.;
−
средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощ-
ность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, установленных на энергообъектах ООО «Касп-
энергосбыт», по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется обра-
ботка измерительной информации – перевод числа импульсов в именованные величины кВт∙ч
(квар∙ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу на-
копленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (сервер БД).
В качестве внутреннего канала связи от ИВКЭ в ИВК АИИС КУЭ используется два ка-
нала связи: основной и резервный. В качестве основного канала связи используется выделен-
ный канал связи (Ethernet) ЛВС ООО «Каспэнергосбыт», а в качестве резервного канала связи
– радиоканал стандарта GSM 900/1800 регионального оператора сотовой связи.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-
ной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации
ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление
справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача
информации в организации – участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от
сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или по каналам сотовой связи через интер-
нет-провайдер, по каналам РРС.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе
устройства синхронизации системного времени УССВ (выполненных на основе GPS 35 – HVS),
принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования
лист № 3
всего листов 11
(GPS). Корректировка времени УСПД производится один раз в час при рассогласовании более
2с, погрешность синхронизации не более 16 мс. УСПД осуществляет коррекцию часов сервера и
счетчиков, сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется при каждом сеан-се
связи
(допустимое рассогласование не превышает
± 2с). Сличение времени Сервера БД с
временем УСПД осуществляется каждые 60 минут, и корректировка часов сервера выполняется
при достижении расхождения времени часов сервера и УСПД ± 2с. Погрешность системного
времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, мину-
ты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого
и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ ООО «Каспэнергосбыт» используется программный комплекс «Альфа
Центр».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответст-
вии.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.
Программное обеспечение
В составе АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр»
производства ООО «Эльстер Метроника», которое реализует задачи и функции АИИС КУЭ и
включает в себя:
-
уровень программного обеспечения счётчиков «АЛЬФА А1800» (ПО «Metercat
(AlphaPlus W 2.1)»);
-
уровень программного обеспечения УСПД серии RTU-327 (ОС «QNX 4»);
-
уровень программного обеспечения АРМа (ОС Windows XP Russian, ПО «Альфа
ЦЕНТР» - АС_РЕ_30, прикладное ПО).
Защита ПО от несанкционированного доступа,
на программном и логическом уров-
нях, реализуется за счет многоуровневых паролей доступа, при этом для каждого пользователя
устанавливаются имена и пароли, соответствующие его полномочиям. Идентификационные
данные ПО приведены в таблице 1.
лист № 4
всего листов 11
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
ПО ИВК «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ
ООО «Каспэнергосбыт».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ООО «Каспэнергосбыт» от не-
преднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Amrс.exe
Amra.exe
Cdbora2.dll
encryptdll.dll
Наиме-
нование
про-
граммно-
го обес-
печения
Наименование
программного
модуля (иденти-
фикационное на-
именование про-
граммного обес-
печения)
Наимено-
вание фай-
ла
Номер версии
программного
обеспечения
Amrserver.
exe
Цифровой иден-
тификатор про-
граммного обес-
печения (кон-
трольная сумма
исполняемого ко-
да)
5335
ID 17 39 83 94 80
Программа –
планировщик оп-
роса и передачи
данных (стан-
дартный каталог
для всех модулей
C:\alphacenter\exe)
драйвер ручного
опроса счетчиков
и УСПД
драйвер автома-
тического опроса
счетчиков и
УСПД
драйвер работы с
БД
Библиотека шиф-
рования пароля
счетчиков A1800
ПО
«Альфа-
ЦЕНТР»
библиотека сооб-
щений планиров-
щика опросов
alphamess.dll
АС_РЕ_ 30
Версия
V12.01.02
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифи-
катора про-
граммного
обеспечения
MD5
лист № 5
всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики.
Диспетчерское
наименование
точки учета
Трансформатор то-
ка
Трансформатор на-
пряжения
Счётчик электриче-
ской энергии
ТОЛ-10-1-2 У2
ЗНОЛП-6 У2
КТ= 0,5S
КТ= 0,5
Ктт = 400/5
EA05RL-B-3-W
КТ 0,5S/1,0
Ксч=1 Rс=5000
имп./кВт·ч
Зав. № 01096027
Зав. № 15782; 17118
Госреестр № 16666-97
1
ПС-110/6
«Очистные
сооружения»
Ф-10
Госреестр № 7069-07
ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2
ЗНОЛП-6 У2
КТ= 0,5S
КТ= 0,5
Ктт = 400/5
EA05RL-B-3-W
КТ 0,5S/1,0
Ксч=1 Rс=5000
имп./кВт·ч
Зав. № 01096010
Зав. № 20646; 20623
Ктн = 6000/√3/100/√3
Зав. № 3501, 3505,
3499
Госреестр № 16666-97
2
ПС-110/6
«Очистные соору-
жения»
Ф-9
ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2
ЗНОЛП-6 У2
КТ= 0,5S
КТ= 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 17119; 17186
Госреестр № 16666-97
3
ПС-110/6
«Очистные соору-
жения»
Ф-13
Госреестр № 7069-07
ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2
КТ= 0,5S
КТ= 0,5
Ктт = 200/5
EA05RL-B-3-W
КТ 0,5S/1,0
Ксч=1 Rс=5000
имп./кВт·ч
Зав. № 01096048
Зав. № 12172; 15673
Госреестр № 16666-97
4
ПС-110/6
«Очистные соору-
жения»
Ф-19
активная
реактивная
Состав ИИК
№ ИК
Вид
ИВКэлектро-
энергии
1
2
3
4
567
Ктн = 6000/√3/100/√3
Зав. № 3502,
3510, 3507
Госреестр
№ 23544-07
Ктн = 6000/√3/100/√3
Зав. № 3492, 3514,
3509
Госреестр
№ 23544-07
ЗНОЛП-6 У2
(Iсист. шин)
Ктн = 6000/√3/100/√3
Зав. № 3237, 3113,
3245
Госреестр
Госреестр № 32139-06№ 23544-07
Сервер
EA05RL-B-3-W
КТ 0,5S/1,0
Ксч=1 Rс=5000
имп./кВт·ч
Зав. № 01096077
лист № 6
всего листов 11
ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2
ЗНОЛП-6 У2
(Iсист. шин)
EA05RL-B-3-W
КТ= 0,5S
КТ= 0,5
Ктт = 200/5
КТ 0,5S/1,0
Ксч=1 Rс=5000
имп./кВт·ч
Зав. № 01096009
Зав. № 15772; 15650
Госреестр № 16666-97
ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2
КТ= 0,5
EA05RL-B-3-W
КТ 0,5S/1,0
Ксч=1 Rс=5000
имп./кВт·ч
Зав. № 01096026
Госреестр № 16666-97
EA05RL-B-3-W
КТ 0,5S/1,0
Ксч=1 Rс=5000
имп./кВт·ч
Зав. № 01096045
Госреестр
№ 16666-97
ТЛК-10
КТ=0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 12275, 05564
Госреестр
№ 9143-06
НАМИТ-10-2-УХЛ2
(II сист. шин)
КТ=0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 0571
Госреестр
№ 16687-02
EA05RL-B-3-W
КТ 0,5S/1,0
Ксч=1 Rс=5000
имп./кВт·ч
Зав. № 01096094
Госреестр
№ 16666-97
ТОЛ-10
КТ=0,5
К
ТТ
=600/5
Зав. №432, 3496
Госреестр
№7069-07
НАМИТ-10-2-УХЛ2
КТ=0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 0484
Госреестр
№ 16687-02
EA05RL-B-3-W
КТ 0,5S/1,0
Ксч=1 Rс=5000
имп./кВт·ч
Зав. № 01096002
Госреестр
№ 16666-97
ТЛК-10
КТ=0,5
Ктт = 300/5
Зав. №07323, 07343
Госреестр
№ 9143-06
НАМИТ-10-2-УХЛ2
КТ=0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 0571
Госреестр
№ 16687-02
EA05RL-B-3-W
КТ 0,5S/1,0
Ксч=1 Rс=5000
имп./кВт·ч
Зав. № 01095969
Госреестр
№ 16666-97
Сервер
активная
реактивная
П
родолжение таблицы 2
Ктн = 6000/√3/100/√3
Зав. № 3229, 3241,
3248
5
ПС-110/6
«Очистные со-
оружения»
Ф-25
Госреестр № 32139-06
Госреестр № 23544-07
ЗНОЛП-6 У2
(Iсист. шин)
КТ= 0,5S
6
ПС-110/6
«Точная механи-
ка»
Опора ВЛ-6 кВ
Ф-5
Ктт = 300/5Ктн = 6000/√3/100/√3
Зав. № 09109-08; Зав. № 3508, 3494,
08999-083498
Госреестр № 7069-07 Госреестр № 23544-07
ПС-6 кВ
7ГПП «ЗТМ»
Ф-3
ТОЛ-10-СЭЩ-11
У2
КТ= 0,5S
Ктт = 300/5
Зав. № 09050-08;
09003-08
Госреестр
№ 7069-07
ЗНОЛП-6 У2
КТ= 0,5
Ктн =
6000/√3/100/√3
Зав. № 3627, 3532,
3503
Госреестр
№ 23544-07
ПС 110/6 кВ
8«Точная меха-
ника»
ЗРУ6 кВ
Ф-2
ПС 110/6 кВ
«Точная меха-
9 ника»
ЗРУ6 кВ
Ф-7
ПС 110/6 кВ
«Точная меха-
10 ника»
ЗРУ6 кВ
Ф-4
лист № 7
всего листов 11
d
1(2)%
,
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
d
5 %
,
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
d
20 %
,
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
d
100 %
,
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения активной
и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) приведены
в Таблице 3.
Таблица 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения активной электрической
энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ)
Номер ИКcosφ
1 2
1,0
1 – 7
0,9
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)
0,8
0,5
1,0
8-10
0,9
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)
0,8
0,5
3
±2,2
–
–
–
–
–
–
–
4
±2,1
±2,5
±3,0
±5,3
–
–
–
–
5
±1,4
±1,7
±2,1
±3,5
±2,0
±2,5
±3,1
±5,7
6
±1,6
±1,5
±1,8
±2,8
±1,4
±1,7
±2,0
±3,3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения реактивной электриче-
ской энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ)
Номер ИКcosφ
1 – 70,8
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)
0,5
8 – 100,8
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)
0,5
d
1(2)%
,
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
–
–
–
–
d
5 %
,
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
±6,7
±4,7
–
–
d
20 %
,
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
±4,0
±3,0
±5,2
±3,5
d
100 %
,
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
±2,7
±2,2
±3,0
±2,2
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а погреш-
ность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии
и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, со-
ответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации:
−
напряжение от 0,98·U
ном
до 1,02·U
ном
;
−
сила тока от I
ном
до 1,2·I
ном
, cos
j
=0,9 инд;
−
температура окружающей среды: от 15 до 25
°
С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
−
напряжение питающей сети 0,9·U
ном
до 1,1·U
ном
,
−
сила тока от 0,05 I
ном
до 1,2 I
ном
для ИК № 8-10;
−
сила тока от 0,01 I
ном
до 1,2 I
ном
для ИК № 1-7;
−
температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии от плюс 5
°
С до плюс 50
°
С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001 от минус 25
°
С до плюс 50
°
С;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001 от - 25
°
С до 50
°
С.
6.Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
лист № 8
всего листов 11
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения
активной
электроэнергии по
ГОСТР52323-2005,врежимеизмеренияреактивнойэлектроэнергиипо
ГОСТ 52425-2005;
7.Допускается замена измерительных трансформаторов и
счетчиков электроэнер-
гии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвер-
жденного 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 системе компонентов:
-
счетчик электроэнергии EA05RL-B-3-W – среднее время наработки на отказ не менее
Т=50000 ч., среднее время восстановления работоспособности t
в
=2 ч.;
-
УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=60000 ч., среднее время вос-
становления работоспособности t
в
=0,5 ч.;
-
УССВ-35HVS – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
-
сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т=60000 ч., среднее время
восстановления работоспособности t
в
=1 ч.
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 УССВ Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного дос-
тупа:
·
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства
для пломбирования;
·
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механи-
ческими пломбами;
·
наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровне-
вых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
·
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает
идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
·
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
·
фактов параметрирования счетчика;
·
фактов пропадания напряжения;
·
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
·
счетчиках (функция автоматизирована);
·
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
·
счетчики электроэнергии EA05RL-B-3-W – тридцатиминутный профиль нагрузки в
двух направлениях – не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 3,5 лет при 25 ºС, 2
года при 60 ºС;
·
УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – не менее 35 суток;
лист № 9
всего листов 11
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений
– не менее 5 лет.
2.11
2.13
2.14
2.15
2.16
2.17
2.18
2.19
2.20
ЗРУ-6 кВ яч.№40 ПС-110/6 кВ
Каспийская ТЭЦ
Таблица 4 – Перечень каналов смежной системы АИИС КУЭ филиала ДГ ОАО «ЮГК ТГК-8».
№ ИКНаименование точек измеренияСечение
Наименование№ Гос-
АИИС КУЭреестра
ЗРУ-6 кВ яч.№8 ПС-110/6 кВ
2.07Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№9 ПС-110/6 кВ
2.08
Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№10 ПС-110/6 кВ
2.09
Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№14 ПС-110/6 кВ
2.10
Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№18ПС-110/6 кВ
Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№29 ПС-110/6 кВ
Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№30 ПС-110/6 кВ
Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№32 ПС-110/6 кВ
Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№33 ПС-110/6 кВ
Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№34 ПС-110/6 кВ
Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№38 ПС-110/6 кВ
Каспийская ТЭЦ
ЗРУ-6 кВ яч.№39 ПС-110/6 кВ
Каспийская ТЭЦ
ООО «Каспэнер-
госбыт»
–
ООО «ЛУКОЙЛ-
Ростовэнерго»
АИИС КУЭ
филиала ДГ ОАО35711-07
«ЮГК ТГК-8»
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС
КУЭ ООО «Каспэнергосбыт» типографским способом.
лист № 10
всего листов 11
УССВ-35HVS
1
ПО «Альфа ЦЕНТР»
1
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5
Таблица 5
Тип
ТОЛ-10-1-2 У2, 400/5
ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2, 200/5
ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2, 300/5
ТОЛ-10-СЭЩ-11 У2, 400/5
ТЛК-10, 300/5
ТОЛ-10, 600/5
ЗНОЛ-6 У2
НАМИТ-10-2
EA05RL-B-3-W
RTU-327-E1-M4-M-08
iROBO-2000-4175TLRHN
АРС Smart- SU1000VA RMI 1U
ASUS Pundit P1-AH2
Notebook ASUS X50VL
Количество, шт.
2
4
4
4
4
2
21
3
10
1
1
2
1
1
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
УСПД
Сервер
Источник бесперебойного питания
АРМ
Переносной инженерный пульт
Устройство синхронизации системного
времени
Специализированное программное
обеспечение
Методика поверки
БЕКВ.422231.038.МП
1
Паспорт – формуляр
БЕКВ.422231.038.П-Ф
1
Поверка
осуществляетсяподокументу«ГСИ.Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергос-
быт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Краснодарский ЦСМ» в июне 2009 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы
напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы на-
пряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
−
средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом
«Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Евро АЛЬФА. Методика повер-
ки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в феврале 1998 г;
-
средства поверки УСПД в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-
программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика по-
верки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 году;
−
устройство синхронизации времени (УСВ-1) - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1»,
утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2009 г.
лист № 11
всего листов 11
Сведения о методиках (методах) измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
трической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт», Методика измерений количества
электрической энергии, БЕКВ.422231.038.МВИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС
КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт
1. ГОСТ 8.596-2002. ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных
систем. Ос-
новные положения».
2. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
3. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
4. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
5. ГОСТ Р 52323-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии перемен-
ного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точ-
ности 0,2S и 0,5S».
6. ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
7. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «РИТЭК-СОЮЗ»
Юридический адрес: 350033, г. Краснодар, ул. Ставропольская, 2
Почтовый адрес: 350080, г. Краснодар, ул. Демуса,50
Тел.: (861) 260-48-00
Факс: (861) 260-48-14
Испытатель
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ
«
Ставропольский ЦСМ
»
Регистрационный номер №30056-10, по Государственному реестру средств измерений.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
м.п.«_____» __________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.