Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Барнаульская сетевая компания"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 4725 от 02.09.11 п.10
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43733
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэлектросеть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Уровень ИВКЭ - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа МИР УСПД-01.00, номер в Госреестре СИ РФ № 27420-08.

Уровень ИВК- информационно-вычислительный комплекс, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД) ЦСИ, устройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-02, номер в Госреестре СИ РФ № 46656-11, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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 преобразуют 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК по основному и резервному каналу связи.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-

Лист № 2

Всего листов 13 ние справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии провайдера Internet -услуг по основному и резервному каналу связи.

Программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе Программного комплекса (далее - ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ функционирует на нескольких уровнях:

• программное обеспечение счетчика;

• программное обеспечение УСПД;

• программное обеспечение АРМ;

• программное обеспечение сервера БД.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-02, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ±1 мкс. Время сервера БД синхронизировано с временем радиочасов МИР РЧ-02, сличение ежесекундное. Время УСПД синхронизировано со временем сервера БД, корректировка осуществляется каждые 10 мин, корректировка времени УСПД осуществляется при расхождении времени УСПД и сервера БД на ± 1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков производится при расхождении со временем УСПД на ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

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

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ версии 1.9.6 от 05.05.2011 г., в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

МИР Сервера Тревог

AlarmServer\AlarmCfg.dll

1.0.0.17

ac64a9d1b6d0bd7a a5d63a172d2bdae5

md5

Сервер тревог

AlarmServer\AlarmSrv.exe

2.0.0.135

f77c90eac79a2cacd 8e5656167cc63a2

md5

SCADA МИР

AlarmViewer\AlarmView. ocx

1.1.1.15

0bd990a61d53e875

52da00bcdb6f3b87

md5

SCADA МИР

AlarmViewer\AlarmWorke r3.exe

1.1.1.4

530fd39047bebb24

0a48cbf582a3d6c3

md5

SCADA МИР

Aristo\aristo.exe

1.0.0.3

3c1842a7d039715a a4425d8bee980d5e

md5

Сервер авторизации

AuthServer\AuthCnfg.dll

2.1.0.5

b0fc2c20b022ef19f 286ebd23f11188c

md5

Сервер авторизации

AuthServer\AuthServ. exe

2.0.0.2

1adfcc25983d8f7d

27281202788c2a58

md5

МИР Центр управления

ControlCenterAuth\starter. e xe

3.0.0.25

f6eaae95770b4349

20f5478c50e66db7

md5

Конфигуратор контрол-лерова МИР

ControllerCfgMir_014\Con trollerCfgMir. exe

1.0.2.33

35d83f7c37df5035

876a1c68e21d782c

md5

ПК "Учет энергоресурсов"

EnergyRes\Account.exe

1.0.2.55

78168613562b622

7d28c90335ad4cfd

9

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\AppConf. dll

2.1.0.218

47a9440cc7024a0b

642603e8acf67431

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\APPSERV.DL L

2.1.0.670

cd00abbb467afa2c 2cb9a19d2b16f01b

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\AUTOUPD.EX E

2.1.0.91

30a5f29d4b899f48 eabdd76a7ea674c6

md5

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Учет энергоресурсов

EnergyRes\CalcPowers.exe

2.1.1.8

e2c2d830bc2e93e5 e8fc5c9593b89164

md5

ПК "Учет энергоресурсов"

EnergyRes\ENERGYADM IN.EXE

1.1.3.39

5e3b414d8ba3ba93

795ec5c0f142cf07

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\ImpExpXML.dl l

2.1.0.116

42f0006ede04c3d9 df633b1ff0b3fe5d

md5

The cURL library

EnergyRes\libcurl_ex. dll

7.20.0.0

2bee3f358efb6dc64 c9688939d0810ae

md5

MirImpExp

EnergyRes\MirImpExp. exe

2.4.5.6

9d6e32f0a01c2962

383e9a5d806ae3a4

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\ReplSvc.exe

2.1.0.100

9d3d9232247d0604 d278d0ba6a6d1950

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\Reports2. exe

2.10.0.587

d7546c15 ffac 1 fcbc 0a5cd493f633379

md5

Borland

Socket Server

EnergyRes\scktsrvr. exe

11.1.2902.10

492

aed35de2c9e8fS4e5 9510c777d9355dd

md5

Служба сбора данных

EnergyRes\ServiceDataCap ture.exe

1.0.2.11

2be9d9d942ad0c7c

801e268da6780c67

md5

EnergyRes\SPECIFICNOR M.DLL

1.0.0.109

6d88f8be081970bb c18c6f8f282377a5

md5

SpecificNorm

EnergyRes\SpecificNorm.e xe

1.1.2.11

451506f4cdc84024 f61d73fe3ba5efce

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\WatchDog.exe

2.1.0.28

e471f967897c123a

b424ddd1c517617a

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\W ebServ. exe

2.1.0.88

9cd1b88c5d22b713 af6acf6bb254c8f6

md5

Каскад

GoldenWay\goldenway.exe

1.2.0.18

3c0a24e1cb9bc01b

0d5f532487eebde4

md5

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПК Центр синхронизации времени

GPSServer\GPSCnfg.dll

1.0.0.2

0db7f9859e3e4e6b

2362aae9a5106fe8

md5

ПК Центр синхронизации времени

GPSS erver\GPSS ervice. exe

1.0.0.2

b323e928abcc5ae1 ce623c158f22be7c

md5

ПК Центр синхронизации времени

GPSS erver\MonitorGP S. ex e

1.0.0.2

ae547ea3f11465a0

88e4a1ee079ff7cb

md5

OPC сервер "Омь"

OPCServerV 30\MirDrv. dll

2.2.2.180

d54b64a1dd0f0242

152e7d79fa99e7c9

md5

Библиотека драйверов "Канал счетчика электроэнергии"

OPCServerV30\Plugins\EC hannel.dll

2.0.0.0

82cb2bd92be53e4e a6229a6b0584444f

md5

Библиотека драйверов "Счетчики электрические"

OPCServerV30\Plugins\Sc hElectric.dll

4.1.3.1

a2d66d6a71fa575d

69fc5593a4d3a164

md5

Библиотека драйверов "Системный монитор"

OPCServerV30\Plugins\Sy sEvent.dll

1.0.2.2

30397da31e4736dd 43172942d59f67b6

md5

ОРС сервер

OPCServerV30\ServerOm3 .exe

3.1.0.28

e8b38b56979871f9

6572216af31bd384

md5

Конфигуратор УСПД

USPDConfUSPDConfEx. e xe

4.0.5.195

b20d92b46e861b06

02ed283fa07b5ccb

md5

Конфигуратор УСПД

USPDConfUSPDConfEx_ Old.exe

4.0.0.179

8030b932f4323677

0f233b97e0af1c23

md5

CodeGear

RAD Studio

WebCalcPowers\Borland.D elphi.dll

12.0.3210.17

555

314eb92f881d9a9d

78e148bfaad3fad0

md5

CodeGear

RAD Studio

WebCalcPowers\Borland.V

cl.dll

12.0.3210.17

555

19fdf1ad36b0578f4

7f5e56b0ff3f1ff

md5

Окончание таблицы 1

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

CodeGear

RAD Studio

WebCalcPowers\Borland.V clDbRtl.dll

12.0.3210.17

555

14c5ee3910809a29

04e6dd189a757096

md5

CodeGear

RAD Studio

WebCalcPowers\Borland.V clDSnap.dll

12.0.3210.17

555

74df685b9c43d246

7d24d9f4b5f5159e

md5

CodeGear

RAD Studio

WebCalcPowers\Borland.V clRtl.dll

12.0.3210.17

555

• Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР, в состав которых входит ПО, внесено в Госреестр СИ РФ № 36357-07.

• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.

• Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

• Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

№ п/п

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

По-грешнос ть в рабочих услови-

1

2

3

4

5

6

7

8

ях9 %

1

Яч.№7а ИК №1

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 1000/5

Зав. № 1951;

Зав. № 1716

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5197

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804113530

МИР УСПД -01.00 Зав.№ 1103549

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

2

Яч.№10а ИК №2

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 24265; Зав. № 5173

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/101 Зав. № 5067

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0802112359

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

3

Яч.№25а ИК №3

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 2092; Зав. № 21127

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/102 Зав. № 1224

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804112579

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

4

Яч.№31а ИК №4

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 20115; Зав. № 5196

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5 6000/103 Зав. № 1224

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804111891

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

Яч.№34а ИК №5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 1508; Зав. № 16041

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/104 Зав. № 5817

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804113528

МИР УСПД -01.00 Зав.№ 1103549

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

6

Яч.№73а ИК №6

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 2327; Зав. № 1585

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 6000/105

Зав. № 5197

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804113252

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

7

Яч.№74а ИК №7

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 1884; Зав. № 5690

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/106 Зав. № 5067

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0804112606

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

8

Яч.№13

ИК №8

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 41523; Зав. № 22622

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/107 Зав. № 5197

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0803110308

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

9

Яч.№37 ИК №9

ТПЛМ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 81201; Зав. № 13758

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/108 Зав. № 1224

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0802112353

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до + 70 °С.

- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 ^ 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 0 °С до + 40 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Барнаульская горэлектросеть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик - среднее время наработки на отказ не менее СЭТ-4ТМ.03М часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

- устройство сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 75000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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, параметрирова-нии:

- 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).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэлектросеть» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Кол-во

Трансформатор тока ТПОЛ-10

12 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10

4 шт.

Трансформатор тока ТПЛМ-10

2 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-6

4 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66

1 шт.

Устройства сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01.00

1 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М

9 шт.

Сервер баз данных

1 шт.

ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ (ИВК)

1 шт.

АРМ оператора

1 шт.

Методика поверки

1 экземпляр

Руководство по эксплуатации

1 экземпляр

Формуляр

1 экземпляр

Поверка

осуществляется по документу МП 47656-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэ-лектросеть». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений» ;

• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

• Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

• Устройства сбора и передачи данных типа МИР УСПД-01 - по методике поверки «Устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации» М02.109.00.000 РЭ;

• Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 46656-11;

• Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложена в документе "Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Барнаульская горэлектросеть».

Лист № 12

Всего листов 13

Нормативные документы

(АИИС КУЭ) ОАО «Барнаульская горэлектросеть»

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.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

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 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

"Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Барнаульская горэлектросеть».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание