Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО "ПримаИнвест"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 08д2 от 03.08.09 п.177
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 36089
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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.

Развернуть полное описание