Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (2 очередь)
Номер в ГРСИ РФ: | 65313-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (2 очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 65313-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (2 очередь) |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 064 |
Производитель / Заявитель
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
65313-16: Описание типа СИ | Скачать | 125.5 КБ | |
65313-16: Методика поверки МП 206.1-049-2016 | Скачать | 971.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (2 очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения и состоит из 10 измерительных каналов (далее - ИК)
Измерительные каналы № 8-10 состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (далее - ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 (далее - УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», УССВ-16HVS, yCCB-35HVS, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации.
Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Измерительные каналы № 1 - 7 состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс, включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения, измерительные трансформаторы тока, многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий в себя сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа УССВ-16 HVS, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где при помощи программного обеспечения (ПО) «Альфа-Центр» производится обработка измерительной информации (вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), ее хранение, накопление и отображение, подготовка отчетных документов, а также дальнейшая передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени yCCB-16HVS, УССВ - 35HVS (далее - УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). В состав СОЕВ входят часы yCCB-16HVS, УССВ-35HVS, УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и yCCB-16HVS происходит при каждом сеансе связи сервер - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и yGGB-35HVS происходит при каждом сеансе связи сервер - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ± 2 с.
Лист № 3
Всего листов 11
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» происходит при каждом сеансе связи счетчик - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 2.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrology.dll ) |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Идентификационное наименование ПО |
ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта —учета— |
Состав ИК АИИС КУЭ |
ИВКЭ |
КтуКтн^Ксч |
Вид энергии |
Метрологические характеристики | |||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
Основная погрешность, ± % |
Погрешность в рабочих условиях, ± % | |||||||
1 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
1 |
РП-6460 (6/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, Ввод-1 0,4 кВ от Т-3 |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 2000/5 № 22656-07 |
А |
Т-0,66У3 |
076057 |
■ |
о о |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,0 3,9 |
В |
Т-0,66У3 |
035027 | |||||||||
С |
Т-0,66У3 |
035037 | |||||||||
К н |
- |
А В С |
- |
- | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-P3B-4 |
01159468 | ||||||||
2 |
РП-6460 (6/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, Ввод-2 0,4 кВ от Т-2 |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 2000/5 № 22656-07 |
А |
Т-0,66У3 |
031317 |
о о |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,0 3,9 | |
В |
Т-0,66У3 |
076061 | |||||||||
С |
Т-0,66У3 |
035031 | |||||||||
К н |
- |
А В С |
- |
- | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-P3B-4 |
01159469 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
3 |
РП-6460 (6/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, Ввод-3 0,4 кВ от Т-1 |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 2000/5 № 22656-07 |
А |
Т-0,66У3 |
031325 |
■ |
о о |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,0 3,9 |
В |
Т-0,66У3 |
035028 | |||||||||
С |
Т-0,66У3 |
076062 | |||||||||
К н |
- |
А В С |
- |
- | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-P3B-4 |
01159470 | ||||||||
4 |
БКТП-1731 (10/0,4кВ), ввод Т-1 0,4 кВ |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 2000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН12 |
180326 |
о о |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,0 3,9 | |
В |
ТСН12 |
180340 | |||||||||
С |
ТСН12 |
180330 | |||||||||
К н |
- |
А В С |
- |
- | |||||||
Счет-чик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 46634-11 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
1112140252 | ||||||||
5 |
БКТП-1731 (10/0,4кВ), ввод Т-2 0,4 кВ |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 2000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН12 |
180484 |
о о |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,0 3,9 | |
В |
ТСН12 |
180324 | |||||||||
С |
ТСН12 |
180323 | |||||||||
К н |
- |
А В С |
- |
- | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 46634-11 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
1110140447 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
6 |
БКТП-1731 (10/0,4кВ), ввод Т-3 0,4 кВ |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 2000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН12 |
180486 |
! |
о о |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,0 3,9 |
В |
ТСН12 |
180483 | |||||||||
С |
ТСН12 |
180327 | |||||||||
К н |
- |
А В С |
- |
- | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 46634-11 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
1110140353 | ||||||||
7 |
БКТП-1731 (10/0,4кВ), ввод Т-4 0,4 кВ |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 2000/5 № 26100-03 |
А |
ТСН12 |
180325 |
о о |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,0 3,9 | |
В |
ТСН12 |
180329 | |||||||||
С |
ТСН12 |
180328 | |||||||||
К н |
- |
А В С |
- |
- | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 46634-11 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
1112140308 | ||||||||
8 |
ПС 110/10кВ Гряды, РУ-10кВ, Ф2-10кВ |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 50/5 № 25433-03 |
А |
ТЛО-10 |
9749 |
RTU-327 Зав. № 001129 Рег. № 41907-09 |
о о о к, |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
В |
- |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 |
9744 | |||||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1052 | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
01136428 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
9 |
ПС 110/35/10кВ Окуловка, РУ-10кВ, 1СШ-10кВ, яч.33-03 10кВ, ф.3 ______10кВ (с/х ф.3) |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 300/5 № 25433-03 |
А |
ТЛО-10 |
9587 |
RTU-327 Зав. № 001129 Рег. № 41907-09 |
о о о о |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
В |
- |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 |
9595 | |||||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
961 | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
01097615 | ||||||||
10 |
ПС 110/35/10кВ Окуловка, РУ-10кВ, 2СШ-10кВ, яч.33-15 10кВ, ф.6 ______10кВ (с/х ф.6) |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 200/5 № 25433-03 |
А |
ТЛО-10 |
9790 |
о о о |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 | |
В |
- |
- | |||||||||
С |
ТЛО-10 |
9786 | |||||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
975 | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 |
EA05RAL-B-4 |
01151592 |
Лист № 8
Всего листов 11 Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- параметры сети: напряжение от 0,99^UH до 1,01-UH; ток от 1,0^1н до 1,2-!н; cosy = 0,87 инд.; частота (50±0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С для счетчиков активной энергии ГОСТ Р 52323-05, ГОСТ 30206-94; (23±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005 (20±2) °С для счетчиков реактивной энергии
ГОСТ 26035-83.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/UH1 до 1,1-UHi; диапазон силы первичного тока от 0,01(0,05)^1н1 до 1,2-1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;
- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9/Лн2 до 1,1/Лн2; диапазон силы вторичного тока от 0,0Ь1н2 до 1,2- 1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^пф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для счетчиков от минус 40 до плюс 60°С
- относительная влажность воздуха для счетчиков не более 90 % при 30°С;
- атмосферное давление для счетчиков от 60,0 до 106,7 кПа;
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10 до 25°С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа;
- напряжение питающей сети 0,9/ином до 1,1 •ином;
- сила тока от 0,01(0,05)-!ном до 1,2-!ном-
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном cosy = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч;
- yCCB-16HVS - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
- yCCB-35HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- ИВК «АльфаЦЕНТР» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД RTU-327 с помощью
источника 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;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 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 - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (2 очередь) типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тит компонента |
Рег. № СИ |
Количество |
Трансформаторы тока |
Т-0,66У3 |
22656-07 |
9 |
Трансформаторы тока |
ТСН12 |
26100-03 |
12 |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
25433-03 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-05 |
3 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
16666-97 |
6 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
46634-11 |
4 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
41907-09 |
1 |
Методика поверки МП 206.1-049-2016 |
_ |
_ |
1 |
Формуляр 13526821.4611.064.ЭД.ФО |
_ |
_ |
1 |
Технорабочий проект 13526821.4611.064.Т1.01 П4 |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-049-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (2 очередь). Методика поверки», утвержденному 29 августа 2016 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА (Рег. № СИ № 16666-97) - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801;
- счетчиков электрической энергии многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г;
- УСПД RTU-327 (Рег. № СИ № 41907-09) - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
Лист № 11
Всего листов 11
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе 13526821.4611.064.Т1.01 П4 «Технорабочий проект системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»(2 очередь).
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.