Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.
Областью применения данной АИИС КУЭ является коммерческий учёт электрической энергии на ЗАО «ПримаИнвест».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 12 измерительно-информационных каналов (далее - ИИК) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- автоматизированный сбор привязанных к единому календарному времени 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 в организации - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) результатов измерений (1 раз в сутки) и/или по запросу;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1140, класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части
Приложение к свидетельству №----------. ов
об утверждении типа средств измерений
реактивной электроэнергии), установленных на объектах ЗАО «ПримаИнвест».
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ с функциями ИВКЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и устройство синхронизации системного времени (УССВ). УСПД и АРМ оснащены специализированным программным обеспечением (ПО) «Альфа ЦЕНТР».
Первичные фазные 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.
Для передачи информации с цифровых выходов счетчиков (ИИК) в УСПД (уровень ИВК) созданы каналы передачи информации (основной и резервный), организованные по интерфейсу RS-485, преобразованием в интерфейс RS-232 и последующей передачей по радиоканалу, преобразованием в интерфейс RS-232 (счетчик - преобразователь - УСПД):
- основной канал передачи информации - по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс RS-232 и дальнейшей передачей по радиоканалу GSM-оператора (счетчик - преобразователь интерфейса - GSM-канал - УСПД);
- резервный канал передачи информации - по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс RS-232 и дальнейшей передачей по радиоканалу CDMA-оператора (счетчик - преобразователь интерфейса - CDMA-канал - УСПД).
Данные с УСПД передаются на АРМы по интерфейсу RS - 232 с последующим преобразованием в формат сети Ethernet (УСПД - Ethemet-сервер - ЛВС - АРМ).
В УСПД осуществляется вычисление значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление, передача накопленных данных на АРМ и обработка (вычисление электропотребления за заданные периоды для заданных групп измерительных каналов). Данные по результатам измерений с УСПД передаются заинтересованным субъектам по каналам телефонной и сотовой связи (стандарт GSM).
Для выдачи данных об энергопотреблении в ОАО «АТС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» предусмотрено использование основного и резервного каналов связи:
- основной канал: ЛВС предприятия с выходом в интернет.
- резервный канал: коммутируемая телефонная связь.
Система формирует отчеты в формате XML для передачи заинтересованным организациям.
Отчеты об энергопотреблении передаются в ОАО «АТС» в XML формате и подтверждаются электронной цифровой подписью. Для формирования XML - файла отчета используется программное обеспечение «Альфа ЦЕНТР». Периодичность выдачи информации и объем передаваемых данных описан временным регламентом ОАО «АТС».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16 HVS, который ежесекундно без обработки передает в УСПД сигналы точного времени с точностью до целых секунд. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин осуществляется сличение времени между счетчиком и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
lipnJAV7B.vnYlV A. VDfl^VlVJiuviuj
об утверждении типа средств измерений
Технические характеристики
Таблица 1
| Параметр | Значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии | Вычисляются по методике поверки в зависимости от состава ИК. Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблицах 3 и 4. |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц | 220+22 50+1 |
| Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электрической энергии, °C ИИК№ 1-8 ИИК №9-12 - трансформаторов тока и напряжения, °C | +10...+35 -20...+35 -30...+35 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и TH, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от TH к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 0,4; 6; 10; |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,2; 0,6; 1; 3; 4; |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 12 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах, не более, секунд | ±5 |
| Средний срок службы системы, не менее, лет | 10 |
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики.
| Канал измерений | Средство измерений | Кгг-Ктн-ксч | Наименование измеряемой величины |
| Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| ЗАО «Прима-Инвест» | УСПД | № | RTU 327-Е 1-М4 | №004317 | | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 1 | ГПП «Фреза» 110/6 ф.20 | н н | КТ 0,5 К^4000/5 № 3422-06 | А | ТШЛ-0,66 | № 1340 | О о QO | Ток первичный,It |
| В | ТШЛ-0,66 | №372 |
| С | ТШЛ-0,66 | № 1463 |
| я н | - | - | - | Напряжение первичное,Uj |
| Счетчик | КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003859 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
о (D Ч О
| Канал измерений | Средство измерений | К1Г-КТН- Ксч | Наименование измеряемой величины |
| Номер ИК,код точки измерения | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 2 | ГПП «Фреза» 110/6 ф.31 | £ | КТ 0,5 К^ООО/5 № 3422-06 | А | ТШЛ-0,66 | №619 | о о ОО | Ток первичный,11 |
| В | ТШЛ-0,66 | №841 |
| С | ТШЛ-0,66 | № 1343 |
| К н | - | — | - | Напряжение первичное,Ui |
| Счетчик | КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003870 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 3 | РП-50 6/0,4 ф. 504 | н н | КТ 0,5 К^ЗООО/5 №28139-04 | А | ТТИ-125 | № 32805 | о о чэ | Ток первичный,!! |
| В | ТТИ-125 | №32816 |
| С | ТТИ-125 | №32815 |
| - | - | - | Напряжение первичное,U( |
| Счетчик | КТ 0.5S КсЧ=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003865 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
1 ipriJlV/IVVnriV I\ VDn^V 1VJ1DV 1UJ J’- _______________ ' _ - -
об утверждении типа средств измерений Всего листов 14
| Канал измерений | Средство измерений | МЯ •'“я-'-’я | Наименование измеряемой величины |
| Номер ИК,код точки измерения | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 4 | РП-50 6/0,4 ф. 509 | £ | КТ 0,5 К^ЗООО/5 №28139-04 | А | ТТИ-125 | № 22455 | О о о | Ток первичный,11 |
| В | ТТИ-125 | №32813 |
| С | ТТИ-125 | №32812 |
| К Е- | - | - | - | Напряжение первичное,Ui |
| Счетчик | KT0.5S КсЧ=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003864 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная,Wq Календарное время |
| 5 | ПС «Афонинская» 110/10 кВ ф. 1005 | н н | КТ 0,5 К^бОО/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-Ю | № 4729 | 12000 | Ток первичный,11 |
| В | | |
| С | ТПОЛ-Ю | № 4727 |
| ж н | КТ 0,5 К^ЮООО/ЮО № 16687-07 | А В С | НАМИТ-10-2 | №0413 | Напряжение первичное,Ui |
| Счетчик | KT0.5S IQ4=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003893 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,и2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
CD
О й s
| Канал измерений | Средство измерений | К„ КТН- Ксч | Наименование измеряемой величины |
| Номер ИК,код точки измерения | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 6 | ПС «Афонинская» 110/10 кВ ф. 1004 | н | КТ 0,5 К^бОО/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-Ю | № 4728 | 12000 | Ток первичный, I, |
| В | | |
| С | ТПОЛ-Ю | № 4726 |
| ж | КТ 0,5 Ктн=10000/100 № 16687-07 | А В С | НАМИТ-10-2 | № 0405 | Напряжение первичное,U! |
| 1 Счетчик | КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003885 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная,Wq Календарное время |
| 7 | РП-92 РУ-10 кВ ф. 92-7 | | КТ 0,5 К^200/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-Ю | № 11477 | 4000 | Ток первичный,! । |
| В | | |
| С | ТПОЛ-Ю | № 11617 |
| £ | КТ 0,5 Ктн=10000/100 № 16687-07 | < CQ U | НАМИТ-Ю-2 | №0413 | Напряжение первичное,U1 |
| Счетчик | КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003886 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная,Wq Календарное время |
об утверждении типа средств измерений
| Канал измерений | Средство измерений | « г | Наименование измеряемой величины |
| Номер ИК,код точки измерения | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 8 | РП-92 РУ-ЮкВф. 92-16 | н н | КТ 0,5 К^ОО/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-Ю | № 11478 | 4000 | Ток первичный,11 |
| В | — | — |
| С | ТПОЛ-Ю | № 11484 |
| я н | КТ 0,5 Кта=10000/100 № 16687-07 | А В С | НАМИТ-10-2 | № 0405 | Напряжение первичное,Ui |
| Счетчик | KT0.5S IQ4=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003900 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 9 | ПС «Ковалихинская» 110/6 кВ ф. 605 | н н | КТ 0,5 К^бОО/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-Ю | № 18847 | 7200 | Ток первичный,!! |
| В | — | |
| С | ТПОЛ-Ю | № 18498 |
| я н | КТ 0,5 Ктн=6000/100 №2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | № СВЧП | Напряжение первичное,Ui |
| Счетчик | КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003896 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная,^ Календарное время |
lipHJlUMCHMC К _--- Всего листов 14
об утверждении типа средств измерении
| Канал измерений | Средство измерений | Кгг-К,н- Ксч | Наименование измеряемой величины |
| Номер ИК,код точки измерения | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 10 | ПС «Ковалихинская» 110/6 кВ ф. 621 | £ | КТ 0,5 К^600/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-Ю | № 18864 | 7200 | Ток первичный,!! |
| В | | |
| С | ТПОЛ-Ю | № 18934 |
| £ | КТ 0,5 К^бООО/ЮО №2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | № УПКТ | Напряжение первичное ,Ui |
| Счетчик | КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003902 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 11 | РП-2 РУ-6 кВ ф.24 | £ | КТ 0,5 К^1000/5 №36382-07 | А | Т-0,66 | № 79770 | © © гч | Ток первичный,! 1 |
| В | Т-0,66 | № 79723 |
| С | Т-0,66 | №77152 |
| £ | - | - | - | Напряжение первичное,Ui |
| Счетчик | КТ 0.5S № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(кварч) | А1141 RAL-B-W-4T | №05003861 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная,Wq Календарное время |
об утверждении типа средств измерений
| Канал измерений | Средство измерений | Ьй 5 ■ Ьй t | Наименование измеряемой величины |
| Номер ИК,код ТОЧКИ измерения | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 12 | РП-2 РУ-6 кВ ф.25 | н | КТ 0,5 К^ 1000/5 № 36382-07 | А | Т-0,66 | № 10876 | О о сч | Ток первичный,1| |
| В | Т-0,66 | № 77360 |
| С | Т-0,66 | №77164 |
| X | - | - | - | Напряжение первичное,Ui |
| Счетчик | КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар • ч) | А1141 RAL-B-W-4T | № 05003872 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
Примечание: В процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления сертификата об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Всего листов 14
Таблица 3. Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении активной электрической энергии, %
| № ИИК | COS ф | ±3з %Ь [%] Is % — Гизм^го»/. | ±3j0 %1, [%] 1го%^ 1изм<1юо% | ±3юо %ь [%] 1100% — 1изм—1120% |
| 1-4 | 1 | ±2,1 | ± 1,6 | ± 1,4 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ± 1,8 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 5-8 | 1 | ±2,2 | ± 1,7 | ± 1,6 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
| 9,10 | 1 | ±2,6 | ±2,2 | ±2,1 ' |
| 0,8 | ±4,0 | ±3,2 | ±3,0 |
| 0,5 | ±6,1 | ±4,0 | ±3,5 |
| 11,12 | 1 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,0 |
| 0,8 | ±4,0 | ±3,1 | ±2,9 |
| 0,5 | ±6,0 | ±3,8 | ±3,2 |
Таблица 4. Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении реактивной электрической энергии, %
| № ИИК | sin ф | ±3s %i, [%] Is %— 1изм<1го% | ±3jo %ь [%] ho % — 1изм<1|оо% | ±3юо %ь [%] 1юо%— 1изм^1120% |
| 1-4 | 0,87 | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 |
| 0,6 | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 |
| 5-8 | 0,87 | ±4,3 | ±3,6 | ±3,5 |
| 0,6 | ±5,6 | ±4,1 | ±3,7 |
| 9,10 | 0,87 | ±5,3 | ±4,8 | ±4,7 |
| 0,6 | ±6,4 | ±5,1 | ±4,9 |
| 11,12 | 0,87 | ±5,3 | ±4,7 | ±4,6 |
| 0,6 | ±6,3 | ±5,0 | ±4,8 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB=24 ч ;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=40000 ч , среднее время восстановления работоспособности tB=24 ч.
Надежность системных решений:
• резервирование электрического питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
• резервирование внешних каналов передачи данных осуществляется посредством использования основного и резервного каналов связи:
- основной канал: ЛВС предприятия с выходом в интернет. Скорость передачи данных составляет не менее 115200 бит/с;
- резервный канал: коммутируемая телефонная связь. Скорость передачи данных составляет не менее 38400 бит/с.
Регистрация событий:
Приложение к свидетельниц _--- Всего листов 14
об утверждении типа средств измерении
• журнал событий счетчика:
- включение и отключение питания счетчика (две записи);
- дата и время перепрограммирования;
- дата и время сброса максимальной мощности;
- дата и время очистки журнала событий;
- дата и время включения и отключения режима ТЕСТ;
- дата и время изменения тарифного расписания;
- отключение и включение напряжения пофазно.
Количество событий задается программно и может составлять от 0 до 255. Выбор «О» означает отказ от ведения журнала событий.
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательных коробок;
- УСПД;
• защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации ( возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на АРМ.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 45 суток; хранение профиля нагрузки при отключении питания - не менее 5 лет при 25 °C;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому ИК и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Количество, шт |
| Трансформатор тока ТШЛ-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока ТТИ-125 | 6 |
| Трансформатор тока ТПОЛ-10 | 12 |
| Трансформатор тока Т-0,66 | 6 |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 | 2 |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 | 2 |
Приложение к свидетельству л_ _------- Всего листов 14
об утверждении типа средств измерений
| Микропроцессорный счетчик Альфа А1141 RAL-B-W-4T | 12 |
| Устройство синхронизации системного времени (УССВ-16 HVS) | 1 |
| Рабочая станция АРМ | 7 |
| Шкаф УСПД (УСПД RTU-327-E1-M4, источник бесперебойного питания 230V Smart-UPS 2000VA RM 2U SURT2000XLI, медиаконвертер Nport 5150, радиотелефон стандарта CDMA CNU-680Pro, сотовый терминал GSM GNS-300RS, УССВ-16 HVS, модем U336E Plus, защита телефонной линии Expro TL 42, блок питания - 3 шт.) | 1 |
| Шкаф коммуникационный 1 (источник бесперебойного питания АРС Back-UPS CS 350ВА, BU-350, преобразователь портов ICPCon 7188D, преобразователь интерфейса ADAM 4520, медиаконвертер МОХА 5130, сотовый терминал Novacom GNS-300RS, радиомодем Novacom CAN-45CR, защита интерфейса Expro DI-16V - 2 шт., блок питания - 2 шт.) | 2 |
| Шкаф коммуникационный 2 (источник бесперебойного питания АРС Back-UPS CS 350ВА, BU-350, преобразователь портов ICPCon 7188D, преобразователь интерфейса ADAM 4520, сотовый терминал Novacom GNS-300RS, радиомодем Novacom CAN-45CR, защита интерфейса Expro DI-16V - 4 шт., блок питания - 2 шт.) | 2 |
| Шкаф коммуникационный 3 (источник бесперебойного питания АРС Back-UPS CS 350ВА, BU-350, преобразователь портов ICPCon 7188D, преобразователь интерфейса ADAM 4520, сотовый терминал Novacom GNS-300RS, радиомодем Novacom CAN-45CR, радиомодем Невод-5, защита интерфейса Expro DI-16V - 2 шт., блок питания - 2 шт.) | 1 |
| Шкаф коммуникационный 4 (источник бесперебойного питания АРС Back-UPS CS 350ВА, BU-350, медиаконвертер МОХА 5130, защита интерфейса Expro DI-16V - 2 шт., блок питания) | 2 |
| Шкаф коммуникационный 5 (источник бесперебойного питания АРС Back-UPS CS 35OBA, BU-350, медиаконвертер MOXA 5130, радиомодем Невод-5, блок питания) | 1 |
| АС_Диспетчер заданий XML | 1 |
| ПО Альфа Центр АС_РЕ_10 программный пакет с документами | 1 |
| ПО АльфаЦентр AC РЕ 20 | 1 |
| ПО АльфаЦентр AC РЕ2 Prersonal | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 1 экземпляр |
| Методика поверки | 1 экземпляр |
Поверка
Поверка АИИС КУЭ проводится по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии Альфа А1140 в соответствии с методикой поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные электронные Альфа А1140. Методика поверки. ДЯИМ.411152.019 МП»;
- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году;
- Радиочасы МИР РЧ-01.
Межповерочный интервал - 4 года.
1 ipHJlU/nvnnv Л. VDnMVivjivviv; •> ----
Всего листов 14
и магнитных величин. Общие
об утверждении типа средств измерений
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических
технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
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 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учете электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест» утвержден с техническими г метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
