Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Псковэнергосбыт"
| Номер в ГРСИ РФ: | 57576-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Межрегиональный центр метрологического обеспечения", г.Москва |
| 57576-14: Описание типа СИ | Скачать | 135.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Псковэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 57576-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Псковэнергосбыт" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 791 п. 15 от 04.06.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "Межрегиональный центр метрологического обеспечения", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1818/550-2014 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 57576-14: Описание типа СИ | Скачать | 135.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Псковэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
первый уровень - 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;
второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08 (Рег. № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер АО «Псковэнергосбыт», в качестве устройства синхронизации времени (УСВ) используется УСВ-3, Рег. № 64242-16, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) 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 участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
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 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.
Для ИИК 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков, установленных на ПС-53 «Псков», по проводным линиям связи RS-485 поступает в УСПД RTU-325, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на сервер АО «Псковэнергосбыт».
Для ИИК 3 - 12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи и далее через GSM канал связи также поступает на сервер АО «Псковэнергосбыт».
При помощи программного обеспечения (ПО) сервер АО «Псковэнергосбыт» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера АО «Псковэнергосбыт». В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-3. УСВ-3 осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСВ-3 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСВ-3.
Сравнение показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1, 2 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1, 2 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1, 2 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 3 - 12 и сервера АО «Псковэнергосбыт» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 3 - 12 и сервера АО «Псковэнергосбыт» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 3 - 12 и сервера АО «Псковэнергосбыт» на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование ИИК |
Состав ИИК АИИС КУЭ | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС-53 «Псков» 110/10/6 кВ, ввод АТ-1 110 кВ |
SB 0,8 кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 20951-06 |
VEOT кл.т. 0,2 110000^3/100^3 Рег. № 37112-08 VEOT кл.т. 0,2 110000^3/100^3 Рег. № 37112-08 |
А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
Сервер АО «Псковэнергосбыт», УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
|
2 |
ПС-53 «Псков» 110/10/6 кВ, ввод АТ-2 110 кВ |
SB 0,8 кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 20951-06 |
А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||
|
3 |
ПС-253 «Тямша» 110/10 кВ, фидер 253-10 (10 кВ) |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2473-00 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 НТМИ-10-66 У3 кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 |
А1802 RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
- | |
|
4 |
ПС-116 «Дно» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Светлая-2 |
ТФНД-110М кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 14205-94 |
А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
5 |
ПС-202 «Подберезье» 110/10 кВ, ВЛ-110 кВ Холмская-1 |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 100/1 Рег. № 23256-05 |
НКФ-110-57 110000^3/100^3 кл.т. 1,0 Рег. № 14205-94 |
А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
6 |
ПС-113 «Плюсса» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Плюсская-2 |
ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110-57 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57-У1 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 14205-94 |
А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
ПС-508 «Добручи» 110/10 кВ, ВЛ-110 кВ Сланцевская-5 |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-05 |
НКФ-110 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 |
А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
- |
Сервер АО «Псковэнергосбыт», УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
8 |
ПС-85 «Заплюсье» 35/10 кВ, ВЛ-35 кВ Заплюская-1 |
ТОЛ-35 кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 21256-07 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 |
А1802 RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
9 |
ПС-139 «Кунья» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Нелидовская-2 |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-05 Рег. № 60541-15 |
НКФ-110 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 |
А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
10 |
ПС-204 «Пустыньки» 110/10 кВ, ввод Т-1-110 кВ (отпайка от ВЛ-110 кВ Нелидовская-2) |
ТГФМ-110 II* кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 36672-08 |
НКФ-110 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 |
А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
11 |
ПС-504 «ПКК» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, фидер 504-01 |
ТОЛ-СВЭЛ-10 кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 10000^3/100^3 Рег. № 3344-04 |
А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
12 |
ПС-504 «ПКК» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, фидер 504-09 |
ТОЛ 10-I кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 15128-03 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 7083 Рег. № 11094-87 |
А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ 5, % | |||
|
I1(2)< I изм< I 5 % |
I5 %< I изм< I 20 % |
I 20 %< I изм< I 100 % |
I100 %< I изм< I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
3 (Основной), 12 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
3 (Резервный), 4, 6, 10 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 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 | |
|
5 (ТТ 0,2S; ТН 1,0; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,6 |
±1,4 |
±1,3 |
±1,3 |
|
0,9 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±2,3 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±3,2 |
±2,8 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
7, 9 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ 5, % | |||
|
I1(2)< I изм< I 5 % |
I5 %< I изм< I 20 % |
I 20 %< I изм< I 100 % |
I100 %< I изм< I 120 % | ||
|
1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5 |
0,9 |
±5,6 |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
|
0,8 |
±4,6 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±4,1 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±3,8 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
3 (Основной), 12 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5) |
0,9 |
- |
±6,4 |
±3,3 |
±2,4 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,4 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 (Резервный), 4, 6, 10 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±2,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
- |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
5 (ТТ 0,2S; ТН 1,0; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±6,3 |
±3,5 |
±3,1 |
±3,1 |
|
0,8 |
±5,3 |
±2,6 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
0,7 |
±5,0 |
±2,3 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±4,7 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
7, 9 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±5,7 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,9 |
|
0,8 |
±4,7 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,7 |
±4,3 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,3 | |
|
0,5 |
±4,0 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±8,1 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,7 |
|
0,8 |
±7,5 |
±2,8 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,7 |
±7,2 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±7,0 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительно] погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном частота, Гц коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80 |
|
Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИИК 1, 2, 5, 7 - 9 ток, % от 1ном для ИИК 3, 4, 6, 10 - 12 коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, УСВ, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +5 до +35 от 75 до 98 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики Альфа А1800: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД RTU-325: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-3: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
172 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
Сервер АИИС КУЭ: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
9 шт. |
|
ТФЗМ-11ОБ-1У1 |
3 шт. | |
|
ТФНД-110М |
3 шт. | |
|
ТГФМ-110 II* |
3 шт. | |
|
SB 0,8 |
6 шт. |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-35 |
2 шт. |
|
ТЛМ-10 |
2 шт. | |
|
ТОЛ-СВЭЛ-10 |
2 шт. | |
|
ТОЛ 10-I |
2 шт. | |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
15 шт. |
|
НКФ-110-57 |
15 шт. | |
|
VEOT |
6 шт. | |
|
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 шт. | |
|
НАМИ-10 |
2 шт. | |
|
НТМИ-10-66У3 |
1 шт. | |
|
ЗНОЛ.06 |
3 шт. | |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
А1802 RAL-P4G-DW-4 |
10 шт. |
|
А1802 RAL-P4GB-DW-4 |
2 шт. | |
|
УСПД |
RTU-325 |
1 шт. |
|
Сервер АО «Псковэнергосбыт» |
- |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП 1818/550-2014 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.2448 ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1818/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Псковэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 24.03.2014 г. Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП, «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и по документу ДЯИМ.411152.018 МП, «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» утвержденному в 2012 г.;
УСПД RTU 325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методики измерений приведены в документах:
«Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Псковэнергосбыт»». Аттестована ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации;
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
Смотрите также
