Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО АЭС (ЗАО «Петрозаводскмаш») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ, ОАО «Карельская сбытовая компания» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ выполненная на основе ИВК «АльфаЦентр» (Госреестр № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-9 АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ЗАО «Петрозаводскмаш», сервер ОАО «АЭС», автоматизированное рабочее место (АРМ), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 10-15 АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU 325 Госреестр № 37288-08, устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ЗАО «Петрозаводскмаш», сервер ОАО «АЭС», автоматизированное рабочее место (АРМ), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ, ОАО «Карельская сбытовая компания» в рамках согласованного регламента;
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);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Для ИИК 1-9 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД. УСПД производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности с учётом коэффициентов трансформации (которые в счётчиках для обеспечения возможности быстрой замены установлены равными 1).
Сервер ЗАО «Петрозаводскмаш» под управлением ПО «Альфа Центр» с периодичностью 1 раз в 30 минут опрашивает УСПД по выделенной линии (основной канал) или по GSM-каналу (резервный канал) и считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Переход с основного канала связи на резервный производиться автоматически. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД Oracle).
Для ИИК 10-15 цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на сервер ЗАО «Петрозаводскмаш».
Сервер ЗАО «Петрозаводскмаш» производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности, в автоматическом режиме раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии и журналы событий, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020, 80030) по электронной почте в адрес ОАО «АЭС.
Сервер ОАО «АЭС» под управлением ПО «Энергосфера»с периодичностью раз в сутки получает от сервера ЗАО «Петрозаводскмаш» данные коммерческого учета для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Импортированные значения записываются в базу данных, расположенную на сервере БД ОАО «АЭС» (под управлением СУБД MS SQL Server).
Сервер ОАО «АЭС» хранит базу данных АИИС, в автоматическом режиме (или оператор с АРМ в ручном) один раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам (ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ, ОАО «Карельская сбытовая компания»).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ).
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем по сигналам навигационной системы GPS.
В качестве базового прибора СОЕВ используется НКУ МС-225. Синхронизация времени УСПД осуществляется следующим образом: сличение времени происходит 1 раз в час, коррекция - при расхождении времени УСПД с текущими значениями времени и даты на ±2 с.
Сличение времени сервера ЗАО «Петрозаводскмаш» со временем УСПД происходит 1 раз в час, коррекция - при расхождении времени на ±2 с.
Сличение времени счетчиков на ПС-18 со временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику - 1 раз в 30 минут. Коррекция времени осуществляется при расхождении счетчиков со временем УСПД на ±1 с
Сличение времени остальных счетчиков со временем сервера ЗАО «Петрозаводскмаш» происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция времени осуществляется при расхождении счетчиков с временем сервера на ±1 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «АльфаЦЕНТР», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» | программа-планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | v.11.04.01 | 582b756b2098a6dabb e52eae57e3e239 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | атгс.ехе | b3bf6e3e5100c068b96 47d2f9bfde8dd |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | 764bbe1ed87851a015 4dba8844f3bb6b |
| драйвер работы с БД | cdbora2.dll | 7dfc3b73d1d1f209cc4 727c965a92f3b |
| библиотека шифрования пароля счетчиков А1800 | encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd |
лист № 4
Всего листов 9
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительно-информационных комплексов | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД, сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | РП-1, РУ-6 кВ, яч. 1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 9678 Зав. № 4080 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2584 Госреестр № 380-49 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225744 Госреестр № 31857-06 | Сервер DEPO Storm 1250L2 Зав. № 285511-001 | Активная Реактивная |
| 2 | РП-1, РУ-6 кВ, яч. 11 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 16962 Зав. № 13559 Госреестр № 1261-02 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2584 Госреестр № 380-49 | Альфа A1805RL-P4G- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225743 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 3 | РП-1, РУ-6 кВ, яч. 10 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 13738 Зав. № 15198 Госреестр № 1261-02 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3681 Госреестр № 2611-70 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225740 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 4 | РП-2, РУ-6 кВ, яч. 7 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 9606 Зав. № 9613 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 807 Госреестр № 380-49 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225750 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 5 | РП-2, РУ-6 кВ, яч. 8 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2006 Зав. № 1603 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 731 Госреестр № 380-49 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225753 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 6 | РП-2А, РУ-6 кВ, яч. 3 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 11050 Зав. № 14124 Госреестр № 1261-02 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3702 Госреестр № 2611-70 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225745 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 7 | РП-2А, РУ-6 кВ, яч. 8 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 11085 Зав. № 11381 Госреестр № 1261-02 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9837 Госреестр № 2611-70 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225742 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 8 | РП-3, РУ-6 кВ, яч. 9 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 16950 Зав. № 76243 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5171 Госреестр № 380-49 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225747 Госреестр № 31857-06 | Сервер DEPO Storm 1250L2 Зав. № 285511-001 | Активная Реактивная |
| 9 | РП-3, РУ-6 кВ, яч. 5 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 18232 Зав. № 73297 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6520 Госреестр № 2611-70 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225752 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 10 | ПС №18 Тяж-буммаш 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 35 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 38277 Зав. № 39530 Госреестр № 15128-03 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 10076 Госреестр № 831-69 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225748 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Зав. №30909 Госреестр №37288-08 | Активная Реактивная |
| 11 | ПС №18 Тяж-буммаш 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 40 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 36317 Зав. № 29834 Госреестр № 15128-03 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1718 Госреестр № 831-69 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225754 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 12 | ПС №18 Тяж-буммаш 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 3 | ТШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 4994 Зав. № 557 Зав. № 247 Госреестр № 3972-03 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 24 Госреестр № 831-69 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225749 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 13 | ПС №18 Тяж-буммаш 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 8 | ТШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 5014 Зав. № 237 Зав. № 689 Госреестр № 3972-03 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 163 Госреестр № 831-69 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225751 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 14 | ПС №18 Тяж-буммаш 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 39 | ТШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 3012 Зав. № 253 Зав. № 2404 Госреестр № 3972-03 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 10076 Госреестр № 831-69 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225741 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 15 | ПС №18 Тяж-буммаш 220/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 44 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 4225 Зав. № 4415 Зав. № 3523 Госреестр № 11077-87 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1718 Госреестр № 831-69 | Альфа A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01225746 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
Таблица 3
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения а бочих условиях эксплуатации АИ | ютивной электрической энергии в раИС КУЭ |
| Номер ИИК | COSф | §1(2) %, I1(2)— I изм< I 5 % | §5 %, I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1-15 ТТ-0,5; ТН-0,5; Ch-0,5S | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения рабочих условиях эксплуатации АИ | реактивной электрической энергии в МС КУЭ |
| Номер ИИК | COSф | §1(2)%, I 2 %— I изм< I 5 % | §5 %, I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1-15 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | ±7,6 | ±4,2 | ±3,2 |
| 0,8 | - | ±5,0 | ±2,9 | ±2,4 |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,6 | ±2,2 |
| 0,5 | - | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2% и 8](2)°%q для cosq>=1,0 нормируется от 1% а погрешность измерений 81(2% и 81(2)<%Q для cosq<1,0 нормируется от 12%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98-ином до 1,02• ином;
• сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos<р 0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9-Uhom до 1,1- ином,
• сила тока от 0,051ном до 1,21ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчики электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов.
• УСПД RTU 325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
• ИВК «АльфаЦентр» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов. Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал событий - не менее 35 суток;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-ИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| № п/п | Наименование | Тип | Кол. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | Трансформатор тока | ТШЛ-10 | 9 |
| 2 | Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 3 |
| 3 | Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 6 |
| 4 | Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 8 |
| 5 | Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 4 |
| 6 | Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 4 |
| 7 | Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 4 |
| 8 | Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| 9 | Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 4 |
| 10 | Электросчетчик | Альфа А1800 | 15 |
| 11 | УСПД | RTU-325 | 1 |
| 12 | УССВ | МС-225 | 1 |
| 13 | GSM-модем | Teleofis RX | 6 |
| 14 | GSM-модем | IRZ ES75iT | 1 |
| 15 | Сервер | DEPO Storm 1250L2 | 1 |
| 16 | Сервер | HP Proliant DL 180 | 1 |
| 17 | ИБП | Smart-UPS 1000 RM | 1 |
| 18 | ИБП | Smart-UPS 2000 RM | 1 |
| 19 | Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.186 ПФ | 1 |
| 20 | Методика поверки | МП 1125/446-2011 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1125/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО АЭС (ЗАО «Петрозаводскмаш»). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 "Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки", утвержденному с ГЦИ СИ "ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- ИВК «Альфа Центр» - по методике ДЯИМ.466453.007 МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2010 г.;
- RTU-325 - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус - 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО АЭС (ЗАО «Петрозаводскмаш»). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 938/446-01.002292011 от 31 октября 2011 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
7 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
