Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергоснабжение" (ОАО "Исток", ООО "Бежецксельмаш")
Номер в ГРСИ РФ: | 49624-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Росэнергосервис", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО ┌Энергоснабжение√ (ОАО ┌Исток√, ООО ┌Бежецксельмаш√) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 49624-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергоснабжение" (ОАО "Исток", ООО "Бежецксельмаш") |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Номер сертификата | 46109 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 235 п. 03 от 13.04.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Росэнергосервис", г.Владимир
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 49624-12 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
49624-12: Описание типа СИ | Скачать | 544.8 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) УСВ-2 и программное обеспечение (далее - ПО).
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.
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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организа-
Лист № 2
Всего листов 10 ции осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД СИКОН С70 осуществляется каждые 30 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») используется ПО "Пирамида" версии 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "Пирамида" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "Пирамида".
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
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 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
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», включающее 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».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
№ п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ООО «Бежецксельмаш» | ||||||||
1 |
ПС 110/10 кВ "Сельмаш"; РУ-10 кВ; с.ш. 10 кВ; яч.3 ИК №1 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 2815; Зав. № 235 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4909 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 607112289 |
СИКОН С70 Зав.№ 06426 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
2 |
ПС 10 кВ "Сельмаш"; ЦРП-10/6 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч.6 ИК №2 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 6464; Зав. № 5400 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 341 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 609111461 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
3 |
ПС 10 кВ "Сельмаш"; ЦРП-10/6 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч.20 ИК №3 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 8676; Зав. № 9443 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 341 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 608111878 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
4 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 3 с.ш. 6 кВ яч. 606 ИК №4 |
ТПФ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 9337; Зав. № 9433 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812110682 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
5 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 3 с.ш. 6 кВ яч. 614 ИК №5 |
ТПФ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 7565; Зав. № 8392 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 801120479 |
СИКОН С70 Зав.№ 06426 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
6 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 3 с.ш. 6 кВ яч. 602 ИК №6 |
ТПФ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 7419; Зав. № 7338 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812112539 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
7 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 2 с.ш. 6 кВ яч. 628 ИК №7 |
ТПФ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 6456; Зав. № 9261 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 801120507 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
8 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 2 с.ш. 6 кВ яч. 622 ИК №8 |
ТПФ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 9228; Зав. № 7126 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812114166 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
9 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; КРУ 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ яч.30 фид 1033 ИК №9 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 96256; Зав. № 82564 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 299 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812114331 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
10 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; КРУ 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ яч.12 фид 1009 ИК №10 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 7126; Зав. № 01775 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 299 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812114209 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ОАО «Исток» | ||||||||
11 |
ТП-135 6/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; яч. Ввод 1 ИК №11 |
ТТЭ-100 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 005; Зав. № 006; Зав. № 007 |
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 604110135 |
СИКОН С70 Зав.№ 06426 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 | |
12 |
ТП-135 6/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ; 2 с.ш. 0,4 кВ; яч. Ввод 2 ИК №12 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 87098; Зав. № 87088; Зав. № 87129 |
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 604110093 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 | ||
13 |
ТП-135 6/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; яч 1 ИК №13 |
ТТЭ-100 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 008; Зав. № 009; Зав. № 010 |
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 602111129 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 | ||
14 |
ТП-135 6/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; яч 3 ИК №14 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 011; Зав. № 012; Зав. № 013 |
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 602111248 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 | ||
15 |
РП 10 кВ "Исток"; РУ 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч.2 ИК №15 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 001; Зав. № 002 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 156 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 608111899 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
16 |
РП 10 кВ "Исток"; РУ 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч.13 ИК №16 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 003; Зав. № 004 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 014 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 608111913 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М и СЭТ-4ТМ.03М:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т =
140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, сред
нее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка бесперебойного 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 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 - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Кол-во, шт. |
Трансформатор тока ТЛМ-10 |
2 |
Трансформатор тока ТПЛ-10 |
10 |
Трансформатор тока ТПФ-10 |
10 |
Трансформатор тока ТВЛМ-10 |
2 |
Трансформатор тока ТТЭ-100 |
6 |
Трансформатор тока ТШП-0,66 |
3 |
Трансформатор тока Т-0,66 |
3 |
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 |
5 |
Трансформатор напряжения НТМИ-6 |
5 |
Трансформатор напряжения НАМИ-10 |
2 |
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 | |
Счётчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М |
9 |
Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М |
7 |
Методика поверки |
1 |
Формуляр |
1 |
Руководство по эксплуатации |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 49624-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика поверки.
• СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411151.145 РЭ1 Методика поверки.
• УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;
• 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 счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш»).
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). 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 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток»,
ООО «Бежецксельмаш»).
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.