Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Каспэнергосбыт"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75799-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт» (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 | 75799-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Каспэнергосбыт" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 604 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 75799-19: Описание типа СИ | Скачать | 107.3 КБ | |
| 75799-19: Методика поверки МП 059-2019 | Скачать | 7.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт» (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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - Счетчик), 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 (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-327L01-E2-B06-M02 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УССВ-35HVS (далее - УССВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
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, 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 отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации 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 ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени
УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
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.
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 «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.07, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.04 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/ Сервер |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Каспийская ТЭЦ | ||||||||
|
1 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №29 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327L01-E2-В06-М02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
2 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №30 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
3 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №32 |
ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 814-53 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
4 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №33 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №34 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327L01-E2-В06-М02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
6 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №38 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
7 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №39 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
8 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №40 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
9 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №8 |
ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 814-53 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
10 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №9 |
ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327L01-E2-В06-М02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
11 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №10 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
12 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №14 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 22192-03 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
13 |
Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №18 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327L01-E2-В06-М02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
ПС 110 кВ Очистные сооружения | ||||||||
|
14 |
ВЛ 6 кВ Ф-19, оп. №19/1, ПКУ3-6 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-IIУ2 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 32139-06 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327L01-E2-В06-М02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
15 |
ВЛ 6 кВ Ф-13, оп. №01/Ф-13, ПКУ2-6 кВ |
ТОЛ-10-1-2 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 15128-03 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
16 |
ВЛ 6 кВ Ф-9, оп. №01/Ф-9, ПКУ1-6 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-II У2 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 32139-06 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС 110 кВ ЗТМ (Точная механика) | ||||||||
|
17 |
ВЛ 6 кВ Ф-5, оп. №б/н, ПКУ5-6 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-II У2 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 32139-06 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327L01-E2-B06-M02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
18 |
ВЛ 6 кВ Ф-3, оп. №б/н, ПКУ4-6 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-II У2 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 32139-06 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
19 |
ЗРУ-6 кВ, I СШ 6 кВ, Ф-2 |
ТЛК-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-06 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
20 |
ЗРУ-6 кВ, I СШ 6 кВ, Ф-4 |
ТЛК-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-06 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
21 |
ЗРУ-6 кВ, II СШ 6 кВ, Ф-7 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 7069-79 |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
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 cos9 = 0,8 инд 1=0,05^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 21 от 0 до плюс 40 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 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 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
21 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- 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 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 +60 |
|
- 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 СЭТ-4ТМ.03М |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД RTU-327LO1-E2-BO6-MO2 |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
|
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 АИИС КУЭ 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 (Обозначение) |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
24 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПФМ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 У3 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-IIУ2 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6У3 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-6 У2 |
15 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2-УХЛ2 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
21 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327L01-E2-B06- M02 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Сервер |
iROBO-2000-4175TLRHN |
1 |
|
Методика поверки |
МП 059-2019 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.604 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 059-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 04.07.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД RTU-327L01-E2-B06-M02 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- термогигрометр CENTER (мод.315): 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 %, Рег. № 22129-09.
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) ООО «Каспэнергосбыт», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 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
