Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО "ПримаИнвест" Нет данных. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

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

Основные
Тип Нет данных
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