69632-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК "Крымэнерго" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК "Крымэнерго"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 69632-17
Производитель / заявитель: ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
Скачать
69632-17: Описание типа СИ Скачать 116.8 КБ
69632-17: Методика поверки МП 206.1-351-2017 Скачать 10.6 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК "Крымэнерго" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 69632-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК "Крымэнерго"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 497
Производитель / Заявитель

ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург

Поверка

Зарегистрировано поверок 6
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 6 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

69632-17: Описание типа СИ Скачать 116.8 КБ
69632-17: Методика поверки МП 206.1-351-2017 Скачать 10.6 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003), ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22: 2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003), ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003)в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных ARIS МТ210, (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ). УСПД ведут опрос счетчиков ИИК №№ 5,6,7,8.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ГУП РК «Крымэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты ОРЭ.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, с учетом коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН (для ИК №№ 11-18), которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- 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 (для ИК №№ 5-8), где осуществляется, хранение измерительной информации, ее накопление и отображение информации по подключенным к УСПД устройствам, а также передача накопленных данных на верхний уровень системы. На верхнем уровне ИВК производится вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы (для ИК №№ 1-4, 9, 10, 19), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP 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.

Синхронизация времени измерительно-информационных комплексов (ИИК) №№ 1,2,3,4 АИИС КУЭ ГУП РК «Крымэнерго» происходит от Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Кафа, зарегистрированной в государственном реестре средств измерений № 64778-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.OO4.A № 63184 от 24.08.2016 г.

Синхронизация времени измерительно-информационных комплексов (ИИК) №№ 5,6 АИИС КУЭ ГУП РК «Крымэнерго» происходит от Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Камыш-Бурун, зарегистрированной в государственном реестре средств измерений № 65169-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.OO4.A № 63604 от 23.09.2016 г.

АИИС КУЭ ГУП РК «Крымэнерго» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, входящим в состав УСПД «ARIS MT210», установленным на ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ±1 с. УСВ, входящее в состав УСПД «ARIS MT210», установленном на ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская, обеспечивает автоматическую коррекцию времени самого УСПД «ARIS MT210», установленного на ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская, а также часов счетчиков (ИИК №№ 7,8), расположенных на ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ не более чем на ±2 с. Коррекция часов УСПД «ARIS MT210», установленного на ПС 220/110/6 кВ Камыш-Бурун происходит от встроенного приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков (ИИК №№ 9,10,11,12,13,14,15,16), расположенных на ПС Севастополь 330 кВ, счетчиков (ИИК №№ 17,18), расположенных на ПС Бахчисарай 220 кВ и счетчика (ИИК №19), расположенного на ТП-229, проводится от часов сервера БД. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД либо часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

В системе АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными макетами XML формата 80020 со смежных АИИС КУЭ:

- АИИС КУЭ комплектной мобильной ГТЭС №4 на полуострове Крым, Площадка №1 Севастопольская, зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 65969-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.390.A № 64446 от 23.12.2016 г.;

- АИИС КУЭ 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская, зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 67454-17, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.281A № 65994 от 19.05.2017 г.;

- АИИС КУЭ ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь, зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 67085-17, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.281A № 65608 от 05.04.2017 г.

- АИИС КУЭ ПС 220 кВ Кафа, зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 64778-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004A № 63184 от 24.08.2016 г.

- АИИС КУЭ ПС 220 кВ Камыш-Бурун, зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 65169-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004.A № 63604 от 23.09.2016 г.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии 8.0 и выше, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B

Алгоритм       вычисления       цифрового

идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэне ргии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 220/10 кВ Кафа;

ОРУ 220 кВ; ВЛ 220 кВ

Симферопольская -Кафа I цепь

ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1

НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

2

ПС 220/10 кВ Кафа; ОРУ 220 кВ; ВЛ 220 кВ Кафа -Феодосийская I цепь

ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1

НДКМ-220 УХЛ1

Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

3

ПС 220/10 кВ Кафа; ОРУ 220 кВ;

ВЛ 220 кВ Кафа -Феодосийская II цепь

ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1

НДКМ-220 УХЛ1

Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

4

ПС 220/10 кВ Кафа; ОРУ 220 кВ;

ВЛ 220 кВ Кафа -Насосная-2

ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S 1000/1

НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

5

ПС 220/110/6 кВ Камыш-Бурун; ОРУ 220 кВ; 2 СШ 220 кВ; Ввод 220 кВ АТ-2

ТВ-220-!-]. УХЛ2

Кл. Т. 0,2S 1000/5

НАМИ-220 УХЛ1

Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

ARIS MT210

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ПС 220/110/6 кВ Камыш-Бурун; ОРУ 220 кВ; СВ 220 кВ

ТВ-220-1-1 УХЛ2 Кл. Т. 0,2S 1000/5

НАМИ-220 УХЛ1

Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

ARIS MT210

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

7

ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская; ОРУ 220 кВ; ВЛ 220 кВ Симферопольская -Кафа II цепь

ТОГФ-220

Кл. т. 0,2S 1000/1

ЗНОГ-220

Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3

А1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

ARIS MT210

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

8

ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская ; ОРУ 220 кВ; ОВ 220 кВ

ТФНД-220-1 Кл. т. 0,5 600/1

ЗНОГ-220

Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

ARIS MT210

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,6

9

ПС Севастополь 330 кВ, АТ-1 ввод 220 кВ

ТФЗМ-220Б Кл. т. 0,5 600/5

НКФ-220 ПУ 1

Кл. т. 0,5 220000:^3/100:^3

ZMD402CT44.0457

S3 Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

10

ПС Севастополь 330 кВ, АТ-2 ввод 220 кВ

ТФЗМ-220Б Кл. т. 0,5 600/5

НКФ-220 ПУ 1

Кл. т. 0,5 220000:^3/100:^3

ZMD402CT44.0457

S3 Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

11

ПС Севастополь 330 кВ, АТ-3 ввод 110 кВ

TG-145

Кл. т. 0,5 1500/5

НКФ-110-83У1

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

SL76m071

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

12

ПС Севастополь 330 кВ, ОВ-110 кВ

TG-145

Кл. т. 0,5 1500/5

НКФ-110-83У1

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

SL761B071

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

13

ПС Севастополь 330 кВ, АТ-3 ввод 35 кВ

TPO7

Кл. т. 0,5S 1500/5

ЗНОМ-35

Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

SL761B071

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,7

14

ПС Севастополь 330 кВ, ТСН-1 ввод 0,4 кВ

Т-0,66 2У3 Кл. т. 0,5S 1500/5

-

SL76m071

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,6

15

ПС Севастополь 330 кВ, ТСН-2 ввод 0,4 кВ

Т-0,66 2У3 Кл. т. 0,5 1500/5

-

SL76m071

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

16

ПС Севастополь 330 кВ, ТСН-3 ввод 0,4 кВ

Т-0,66 2У3 Кл. т. 0,5S 1500/5

-

SL76m071

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,6

17

ПС Бахчисарай 220 кВ, ВЛ 110 кВ Бахчисарай -Мекензиевы Г оры

ТФЗМ-110Б Кл. т. 0,5 600/5

НКФ-110-57У1

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

SL76m071

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

18

ПС Бахчисарай 220 кВ, ШОВ 110 кВ

ТВ-110/20

Кл. т. 0,5 600/5

НКФ-110-57У1

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

SL76m071

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

19

ТП-229, ВЛ 10 кВ ТП-229 - ТП-8193 с отпайкой на ТП-8468

ТПЛУ-10

Кл. т. 0,5S 200/5

НТМК-10 Кл. т. 0,5 10000/100

ZMD405CT44.0457

S2 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,7

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 19 от плюс 5 до плюс 35 °C.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

19

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика A18O2RALQ-P4GB-DW-4

120000

для электросчетчика A18O2RAL-P4GB-DW-4

120000

для электросчетчика ZMD402CT44.0457 S3

80000

для электросчетчика SL761B071

90000

для электросчетчика ZMD405CT44.0457 S2

150000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Г лубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

Окончание таблицы 3

Наименование характеристики

Значение

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- 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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег №

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТОГФ-220 УХЛ1

46527-11

12

Трансформатор тока

ТВ-220-I-l УХЛ2

46101-10

6

Трансформатор тока

ТОГФ-220

61432-15

3

Трансформатор тока

ТФНД-220-1

3694-73

3

Трансформатор тока

ТФЗМ-220Б

3694-73

6

Трансформатор тока

TG-145

15651-12

6

Трансформатор тока

TPO7

25431-08

3

Трансформатор тока

Т-0,66 2У3

*

9

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б

2793-71

2

Трансформатор тока

ТВ-110-20

4462-74

2

Трансформатор тока

ТПЛУ-10

41376-09

2

Трансформатор напряжения

НДКМ-220 УХЛ1

38000-08

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

60353-15

6

Трансформатор напряжения

ЗНОГ-220

61431-15

6

Трансформатор напряжения

НКФ-220 ПУ 1

26453-04

3

Трансформатор напряжения

НКФ-220-58У1

1382-60

3

Трансформатор напряжения

НКФ-110-83У1

1188-84

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35

912-54

3

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57У1

922-54

6

Трансформатор напряжения

НТМК-10

355-49

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A18O2RALQ-P4GB-DW-4

31857-11

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A18O2RAL-P4GB-DW-4

31857-11

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ZMD4O2CT44.O457 S3

*

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

SL761B071

8

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ZMD4O5CT44.O457 S2

22422-07

1

Устройство сбора и передачи данных

ARIS MT210

64151-16

2

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

МП 206.1-351-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.497 ПФ

-

1

Примечание: * - применяются только на территории Республики Крым и города федерального

значения Севастополь до 31.12.2020 г.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-351-2017   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10 ноября 2017 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 без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков A1802RALQ-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- счетчиков A18O2RAL-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- счетчиков ZMD4O5CT44.O457.S2 - по документу «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные Landis & Gyr Dialog серии ZMD и ZFD. Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 22 января 2007 г.;

- УСПД ARIS МТ210 - по документу ПБКМ.424359.009 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS МТ210. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30 марта 2016 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

- 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%.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

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

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС №9 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной электрическо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС №6 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной электрическо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «ЗСД», третья очередь (РУ-10 кВ ТП3-3, ТП3-4, ТП3-12) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической э...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Восток (Расширение РУ 110 кВ Технографит I цепь, Технографит II цепь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и р...
Системы автоматизированные информационно-измерительные учетно-коммерческие «Юнивеф-ЭСКО» (далее - система), предназначены для: