Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г.Коврова "Управление троллейбусного транспорта". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г.Коврова "Управление троллейбусного транспорта"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 14д от 25.12.08 п.242
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 34370
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 электроэнергии (АПИС КУЭ) МУП г. Коврова «Управление троллейбусного транспорта» предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии выработанной и потребленной за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Областью применения данной АИИС КУЭ является коммерческий учёт электроэнергии на объектах МУП г. Коврова «Управление троллейбусного транспорта» и ПО «Ковровские электрические сети» филиала «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», г. Ковров.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений, которая состоит из 9 измерительных каналов (далее - ИК) и информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ (далее - ИВК).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический 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 розничного рынка электроэнергии (РРЭ) результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников розничного рынка электроэнергии;

- 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;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03.01 и ПСЧ-4ТМ.05.08 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии) и выделенные линии связи, установленных на объектах филиала «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» и МУП г. Коврова «Управление троллейбусного транспорта», указанные в таблице 1 (9 точек измерений).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение.

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, которые усредняются за период 1 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 1 с. мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале усреднения 30 мин.

Для передачи информации с цифровых выходов счетчиков, установленных в шкафах учета энергообъектов на сервер БД (уровень ИВК) создан канал передачи данных на основе сотовой сети стандарта GSM 900/1800 МГц. Канал передачи данных организован с помощью GSM-терминалов, подключенных к счетчикам через преобразователи интерфейсов RS-485/RS-232 (счетчик - преобразователь - GSM-модем - радиоканал - GSM-модем - сервер).

На сервере осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение, накопление и обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов филиала «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» и МУП г. Коврова «Управление троллейбусного транспорта», в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД или АРМ операторов, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего канала связи используется канал связи GPRS - Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе GPS-приемника, подключенного к серверу ИВК. GPS-приемник принимает сигналы точного времени от атомных часов спутников глобальной системы позиционирования (GPS). В ИВК коррекция времени выполняется по сигналам устройства синхронизации времени один раз в 1 с при расхождении времени более чем ± 1 с.

ИВК осуществляет коррекцию внутреннего времени счетчиков*. Сличение времени счетчиков со временем ИВК один раз в 30 мин, корректировка времени счетчиков выполняется при расхождении со временем ИВК более чем ± 2 с.

Погрешность измерения системного времени не превышает ± 5 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.

Для защиты измерительной системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрен многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (пломбирование, физическая защита оборудования АИИС КУЭ (установка в специализированные запирающиеся шкафы), электронные ключи, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и базы данных).

* Счетчик СЭТ-4ТМ.03. позволяет выполнять коррекцию времени хода встроенных часов один раз в сутки.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1 Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Канал измерений

Состав измерительного канала

Метрологические характеристики

Номер ИК, код точки измерений

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование пписоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской номер

Ктт -Ктн -Кеч

Наименование измеряемой величины

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтенной активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95:

Основная погрешность ИК,±%

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации ,± %

cos ср = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

АИИС КУЭ

АИИС КУЭ МУП г. Коврова «Управление троллейбусного транспорта»

№004

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

ИВК

Сервер

-

СОЕВ

GPS-приемник

3

2

ПС «Южная»

1

ПС «Ковров»

h-*

ПС «Южная» Фидер 655

ПС «Южная» Фидер 654

ПС «Ковров» Фидер 611

N)

Счетчик

TH

TT

Счетчик

TH

тт

Счетчик

TH

TT

LU

KT=0,5S/I,0 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

KT=0,5 Ктт=600/5 № 1261-02

KT=0,5S/l,0 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

КТ=0,5 Ктт=300/5 № 1276-59

KT=0,5S/l,0 Ксч=1 № 27524-04

KT=0,5 Kth=6000/100 №2611-70

KT=0,5 Ktt=400/5 № 1261-02

СЭТ-4ТМ.03.01

И

>

О

co

>

СЭТ-4ТМ.03.01

п|со|>

О

И

>

СЭТ-4ТМ.03.01

n| co |>

О

00

>

-U

НТМИ-6-66

I ТП0Л-Ю I

| ТПОЛ-Ю 1

НТМИ-6-66

| ТПЛ-10

| ТПЛ-10 1

НТМИ-6-66

| ТПОЛ-ЮУЗ 1

| ТПОЛ-ЮУЗ J

№0104081955

№2393

1__№ 2906

|   №3829

№ 0104081385

№ 2393

| №37790

| № 25027

№0104080141

№ 1046

№ 5009   |

№5051   |

СЛ

7200

3600

4800

04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

-J

- в диапазоне тока Ihi < I] < 1 ,2Ihi

- в диапазоне тока 0,21н] < Ii < Ihj

- в диапазоне тока 0,05Ihi < I] < 0,2Ihi

- в диапазоне тока Ihi < Ii < 1 ,2Ihi

- в диапазоне тока 0,21н1 < I] < Ihi

- в диапазоне тока 0,051н1 < I] < 0,2Ihi

00

1

о

i

1

н—• 00

I

О

1

nj

1

i—»

00

9   10 11

IO >—-*

и—

NJ 04

>—*

4^

NJ

N> b—‘

LU

NJ 04

N) °4O

t—i

Ln

lu

H—»

OO

LU О

NJ 40

J-n

Ln

>—»

Ln

NJ LU

00

LU

О

NJ

cn Ln

1

OS

>—»

>

NJ NJ

I

04

I

»—*

i

NJ NJ

N)

NJ 4^

00

NJ 40

NJ i—i

Ln

LU NJ

N) 4^

00

NJ

N)

i—»

N)

| 13 14

NJ

О

NJ

NJ NJ

Lu

LU

LU

4^

N) О

NJ 04

NJ NJ

LU

LU 4^

Ln

Продолжение таблицы 1

6

ПС «Восточная»

5

4

==_^__________ПС «КЭЗ»_____ _ _

ПС «Восточная» Фидер 6100

ПС «кэз» Фидер 626

ПС «КЭЗ» Фидер 625

ы

Счетчик

TH

тт

Счетчик

TH

тт

Счетчик

TH

TT

KT=0,5S/l,0 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №380-49

КТ=0,5 Ктт=400/5 № 2363-68 1

KT=0,5S/l,0 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

КТ=0,5 Ктт=150/5 № 1276-59

KT=0,5S/l,0 Ксч=1 № 27524-04

KT=0,5 Kth=6000J3/100:a/3 № 3344-04

KT=0,5 Ktt=150/5 № 1276-59

СЭТ-4ТМ.03.01

со| >

о

со

>

1

СЭТ-4ТМ.03.01

О СО

>

О

и

>

СЭТ-4ТМ.03.01

n

CO

>

О

03

>

-u

НТМИ-6

ТПЛМ-10 1

ТПЛМ-10 1

НТМИ-6-66 УЗ

| ТПЛ-10

| ТПЛ-10

1 ЗНОЛ.06-6УЗ

1 ЗНОЛ.06-6УЗ

ЗНОЛ.06-6УЗ

| ТПЛ-10

| ТПЛ-10

№ 0105081760

№ 2494

№01722 |

№01717 |

1 №0104081399

№ 4820

| №42575 1

| №40591

№0104080874

1   № 4098

|   № 2749

№ 4079

I №36441

| №35262

ел

4800

1800

1800

сч

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

-4

- в диапазоне тока Ihi < I] < 1 ,2Ihi

- в диапазоне тока 0,21н] < I] < Ihi

- в диапазоне тока 0,05Ihi < Т < 0,2Ihi

- в диапазоне тока Ihi < I] < 1 ,2Ihi

- в диапазоне тока 0,2Ihi < I] < Лц

- в диапазоне тока 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

00

1

о

1

1

1——■

00

1

О

>

1

00

ч©

О

JO

Ъэ

JO

1—1

4^

ю to

JO

>—1

1—1 to

JO сч

4^

to to

i—» t/1

JO

to

00

о

JO to

4Z1 tzi

•—л

tzi

JO to

>—*

00

JO о

JO to

tzi

1

i—»

1—1

00

JO to

1

1—»

1

1-^

00

1

JO to

to

JO Оч

to о

JO

1—1

to го

JZ1 to

jo

Ъч

JO о

ю 1—1

JO to

J-h to

to to

Lil 1 14 1

JO to

JO

ОО

JO

JO tzi

JO Оч

CZ1

ОО

JO ьэ

JO 00

JO

Ю tzi

to ОЧ

cz»

Ъо

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

ТП-4

ТП-4

Фидер 24

н

КТ=0,5 Ктт=150/5 № 2473-00

А

ТЛМ-10-2 УЗ

№ 5142

О о 00

1я, WP 1ая, Wq ремя

В

С

ТЛМ-10-2 УЗ

№ 4372

- в диапазоне тока 0,05Ihj < Ii < 0,21н,

1,8

2,9

5,5

2,2

3,2

5,7

к н

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №

А

НТМК-6

№515

-

4,7

2,9

-

5,2

3,5

В

ктивн; актив! зное в

- в диапазоне тока 0,21щ < I] < Ihi

1,2

1,7

з,о

1,7

2,2

3,4

С

-

2,6

1,8

-

3,0

2,3

Счетчик

KT=0,5S/l,0

Ксч=1 № 27779-04

ПСЧ-4ТМ.05.08

№0305080614

Энергия а: Энергия ре; Календа(

- в диапазоне тока Ьц < Ii < 1 ,2Ihi

1,0

1,3

2,3

1,6

1,9

2,7

-

2,1

1,5

-

2,5

2,1

тп-з

ОО

ТП-З Фидер 36

н

КТ=0,5 Ктт= 150/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

№ 42592

о о 00

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

В

С

ТПЛ-10

№01775

- в диапазоне тока 0,05Ihi < I] < 0,2Ihi

1,8

2,9

5,5

2,2

3,2

5,7

к

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №

А

НТМК-6

№ 172

-

4,7

2,9

-

5,2

3,5

В

- в диапазоне тока 0,2Ihi < Ii < Ihi

1,2

1,7

3,0

1,7

2,2

3,4

с

-

2,6

1,8

-

3,0

2,3

Счетчик

KT=0,5S/l,0 Ксч=1 № 27779-04

ПСЧ-4ТМ.05.08

№ 0305080663

- в диапазоне тока Ihi < I] < 1 ,2Ihi

1,0

1,3

2,3

1,6

1,9

2,7

-

2,1

1,5

-

2,5

2,1

ТП- 1

о

ТП - 1

Фидер 14

н

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 1261-02

А

ТПОЛ-Ю

№ 7828

7200

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

В

С

тпол-ю

№ 0073

- в диапазоне тока 0,05Ihi < Ij < 0,21н!

1,8

2,9

5,5

2,2

3,2

5,7

н

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №

А

НТМК-6

№682

-

4,7

2,9

-

5,2

3,5

В

- в диапазоне тока 0,2Ihi < I] < Ihi

1,2

1,7

3,0

1,7

2,2

3,4

с

-

2,6

1,8

-

3,0

2,3

Счетчик

KT=0,5S/l,0 Ксч=1 № 27779-04

ПСЧ-4ТМ.05.08

№ 0305080677

- в диапазоне тока Ьц < Т < 1,21нг

1,0

1,3

2,3

1,6

1,9

2,7

-

2,1

1,5

-

2,5

2,1

Примечания:

1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в реальных условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,99 1,01 )UH; диапазон силы тока - (1,0 + 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) - 0,5 +1,0(0,6 * 0,87);

частота - (50 ± 0,15) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

- температура окружающего воздуха: TH и ТТ - от -40°С до +50°С; счетчиков - от +18”С до +25°С; УСПД и ИВК - от +15°С до +25”С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и TH:

- параметры сети для ИК: диапазон первичного напряжения - (0,9 l,l)U„i; диапазон силы первичного тока - (0,05 + 1,2)1нь коэффициент мощности coscp (sincp) - 0,5 -s- 1,0(0,6 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от -35°С до +40°С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для электросчетчиков:

- параметры сети для ИК: диапазон вторичного напряжения - (0,9 1,1)U„2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 + 1,2)1„2; диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) -0,8 + 1,0(0,6); частота - (50 ± 0,5) Гц;

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

- температура окружающего воздуха - для ИК №№ 1-3 от 10°С до +25°С; для ИК №№ 4-6 от 0°С до +20°С; для ИК №№ 7-9 от 5°С до +20°С

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1)Гц;

- температура окружающего воздуха - от +15°С до +25°С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в филиале «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка до отказа;

- Электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB=2 суток;

- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т=113060 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB= 1ч..

Надежность системных решений:

• резервирование электрического питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

Регистрация событий:

• журнал событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей;

- испытательных коробок;

- сервера БД;

• защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Коврова «Управление троллейбусного транспорта».

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 2.

Таблица 2 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

Измерительный трансформатор тока типа ТЛМ-10-2 УЗ

2 шт.

Измерительный трансформатор тока типа ТПОЛ-10 УЗ

6 шт.

Измерительный трансформатор тока типа ТПЛ-10

8 шт.

Измерительный трансформатор тока типа ТПЛМ-10

2 шт.

Измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ-6-66

3 шт.

Измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ-6

1 шт.

Измерительный трансформатор напряжения типа НТМК-6

3 шт.

Измерительный трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-6УЗ

3 шт.

Счетчик электроэнергии многофункциональный типа СЭТ-4ТМ.03.01

7 шт.

Счетчик электроэнергии многофункциональный типа ПСЧ-4ТМ.05.08

2 шт.

Комплектность ИВК:

Сервер БД ИВК

1 шт.

GPS-приемник

1 шт.

GSM модем Siemens MC35i

1 шт.

АРМ Диспетчера

1 шт.

Источник бесперебойного питания

4 шт.

ПО счетчиков «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»

1 шт.

ПО «Пирамида 2000. Розничный рынок». Версия 12.01/2007/С-010

1 шт.

Руководство пользователя

1 экземпляр

Инструкция по эксплуатации

1 экземпляр

Методика поверки

1 экземпляр

Поверка

Поверка АИИС КУЭ проводится по документу «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Коврова «Управление троллейбусного транспорта». Методика поверки, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в январе 2009 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии типа «СЭТ-4ТМ.03» в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- средства поверки счетчиков электрической энергии типа «ПСЧ-4ТМ.05.08» в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 5 октября 2004 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от -40.. .+50°С, цена деления 1 °C.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. 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 30206-94 (МЭК 687-92) «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСП. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Коврова «Управление троллейбусного транспорта».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП г. Коврова «Управление троллейбусного транспорта» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.

Развернуть полное описание