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 | (О |
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 | 1о | 1 | 1——■ 00 | | | 1 | О | > | 1о | 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 | (О | 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.