Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ПОЛИЭФ"
Номер в ГРСИ РФ: | 46833-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Росэнергосервис", г.Владимир |
Для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО "ПОЛИЭФ", а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 46833-11 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ПОЛИЭФ" |
Технические условия на выпуск | ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
Телефон | (8*095) 437-55-77 |
Факс | 437-56-66 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 42676 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 2274 от 19.05.11 п.06 |
Производитель / Заявитель
ООО "Росэнергосервис", г.Владимир
Россия
600001, ул.Офицерская, д.11А тел/факс (4922) 37-34-67, тел/факс (4922) 44-87-06, 33-44-86 Почт. адрес: 600017, ул.Сакко и Ванцетти, д.23 оф.9 Тел./факс (4922) 42-31-62
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 46833-11 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 2 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
46833-11: Описание типа СИ | Скачать | 531.1 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПОЛИЭФ» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «ПОЛИЭФ», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
• периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
• автоматическое хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ;
• передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломб и т.п.);
• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «ПОЛИЭФ».
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИИК, включающий трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики из-
Лист № 2
Всего листов 9 мерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Уровень ИВКЭ, включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «СИКОН С70».
Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер баз данных (далее -сервер БД) АИИС КУЭ, сервер сбора данных (далее сервер СД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 и программное обеспечение (далее - 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 осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в другие заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Программное обеспечение АИИС КУЭ на базе «Пирамида 2000» функционирует на уровне ИВК.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-1, синхронизирующего собственное системное время по сигналам времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Время ИВК, синхронизировано с временем УСВ-1, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Время УСПД синхронизируется с УСВ-1, синхронизация осуществляется один раз в сутки, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с временем УСПД производится каждый сеанс связи со счетчиками (один раз в 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем «СИКОН С70» вне зависимости от наличия расхождения, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не более ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «ПОЛИЭФ» используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0 от 20.11.2009 г., в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные 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 |
Модуль «Доставка данных» (Deliv-ery.exe) |
Программа отправки XML-отчётов |
1.0.0.0 |
04fcc1f93fb0e7 01 ed68cdc4ff54e9 70 |
MD5 |
Модуль «Синхронизация времени» (TimeSynchro.exe) |
Программа синхронизации времени серверу сбора |
1.0.0.0 |
a07b45593fe1aa 42 5be8853c74c29 326 |
MD5 |
Конфигуратор ИКМ (Op-erS50.exe) |
Программа конфигурирования сервера сбора |
2.0.0.0 |
F46c7a9943da0 ebf1 3e450ddebcab3 40 |
MD5 |
Пирамида 2000 -АРМ (P2kClient.exe) |
Программа формирования отчётов |
0.9.0.0 |
f0655ce38fac15 27a 62a1b34402303 f5 |
MD5 |
Оперативный сбор 2000 (Oper.exe) |
Программа оперативного сбора данных |
1.4.9.27 |
a882a7539732f 98fd7a0442d92f 042e6 |
MD5 |
Системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000» внесены в Госреестре №21906-11.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
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
Номер точки измерений |
Метрологические | |||||||||
Ц/Ц q\f |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электро-энергии |
характе И |
ристики К | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||||
ПУ ТЭЦ | ||||||||||
НКФ-110-57У1 | ||||||||||
ТФЗМ-110Б- IVY1 № 26422-06 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 6521 Зав. № 4148 Зав. № 5157 |
№14205-94 Кл. т. 0,5 | |||||||||
ПУ ТЭЦ; ОРУ-110 кВ; яч.10 ВЛ-110 кВ |
110000/100 Зав. № 1062415 |
СЭТ-4ТМ.03 № 27524-04 |
активная, |
± 1,1 |
± 3,0 | |||||
1 |
1 |
Зав. № 1062437 Зав. № 1062422 НКФ-110-57У1 Зав. № 1052417 Зав. № 1052429 Зав. № 966317 |
Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0103060086 |
реактивная |
± 2,6 |
± 4,6 | ||||
НКФ-110-57У1 | ||||||||||
ТВ-110/20 |
№14205-94 Кл. т. 0,5 110000/100 Зав. № 1062415 Зав. № 1062437 Зав. № 1062422 НКФ-110-57У1 Зав. № 1052417 | |||||||||
2 |
2 |
ПУ ТЭЦ; ОРУ-110 кВ; яч.1, ОВ-110 кВ |
№ 29255-07 Кл. т. 1,0 1000/5 Зав. № 103 Зав. № 9145 Зав. № 183 |
СЭТ-4ТМ.03 № 27524-04 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0111050243 |
СИКОН С70 2882205 Зав.№ 01199 |
активная, реактивная |
± 1,7 ± 4,4 |
± 5,6 ± 8,6 | ||
Зав. № 1052429 | ||||||||||
Зав. № 966317 | ||||||||||
3 |
3 |
ПУ ТЭЦ; ГРУ-6 кВ; яч.114 (Вв.2 к РП-1) |
ТВЛМ-10 №1856-63 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 66122 Зав. № 66162 |
НОМ-6У4 №159-49 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1436 Зав. № 4381 |
СЭТ-4ТМ.03 № 27524-04 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0109051212 |
активная, реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 3,0 ± 4,6 | ||
4 |
4 |
ПУ ТЭЦ; ГРУ-6 кВ; ТТ в яч.203, ТН в яч 204, (Вв.1 к ПНС) |
ТВК-10УХЛ3 №8913-82 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 15044 Зав. № 04871 |
НОМ-6У4 №159-49 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9552 Зав. № 4941 |
СЭТ-4ТМ.03 № 27524-04 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0111050244 |
активная, реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 3,0 ± 4,6 |
Продолжение таблицы 2
Номер точки измерений |
Метрологические | ||||||||
Ц/Ц q\f |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электро-энергии |
характе И |
ристики К | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
5 |
5 |
ПУ ТЭЦ; ГРУ-6 кВ; ТТ в яч.208, ТН в яч 207, (Вв.1 к РП- |
ТВЛМ-10 №1856-63 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 45888 Зав. № 66095 |
НОМ-6У4 №159-49 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3858 Зав. № 4770 |
СЭТ-4ТМ.03 № 27524-04 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0109052201 |
СИКОН |
активная, реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 3,0 ± 4,6 |
1) |
С70 2882205 Зав.№ | ||||||||
ПУ ТЭЦ; ГРУ-6 кВ; |
ТВЛМ-10 №1856-63 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 65063 ТВК-10УХЛ3 №8913-82 Кл. т. 0,5 200/5 |
НОМ-6У4 №159-49 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 8527 Зав. № 3862 |
СЭТ-4ТМ.03 |
актив- | |||||
6 |
6 |
ТТ в яч.316, ТН в яч. 317, (Вв.2 к ПНС) |
№ 27524-04 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0109051180 |
01199 |
ная, реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 3,0 ± 4,6 | ||
Зав. № 08899 | |||||||||
ГПП |
[-1 | ||||||||
ТG-145У1 №30489-05 Кл. т. 0,2 600/5 Зав. № 00608 Зав. № 00606 |
НКФ-110-83 У1 №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03 |
СИКОН С70 2882205 Зав.№ 01197 |
актив- | |||||
ГПП-1; |
Кл. т. 0,5 |
№ 27524-04 |
ная, |
± 0,8 |
± 1,6 | ||||
7 |
7 |
ОРУ-110 |
110000/100 |
Кл. т. 0,2S/0,5 | |||||
кВ |
Зав. № 54513 Зав. № 54609 Зав. № 54317 |
Зав. №0111050235 |
реактивная |
± 1,8 |
± 2,4 | ||||
ПС "Благовещенская" | |||||||||
ПС "Бла- |
ТПЛМ-10 №2363-68 Кл. т.0,5 200/5 Зав. № 24999 Зав. № 24997 |
НТМИ-6-66УЗ |
СЭТ-4ТМ.03 |
актив- | |||||
8 |
8 |
говещен-ская"; ТН |
№2611-70 Кл. т. 0,5 |
№ 27524-04 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 28822- |
ная, |
± 1,1 |
± 3,0 | |
яч.22; ТТ яч.19 |
6000/100 Зав. № ВОСТ |
Зав. №0109052176 |
реактивная |
± 2,6 |
± 4,6 | ||||
ПС "Бла- |
ТПЛМ-10 №2363-68 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 4861 Зав. № 7745 |
НТМИ-6-66УЗ |
СЭТ-4ТМ.03 |
05 Зав.№ 01200 |
актив- | ||||
9 |
9 |
говещен-ская"; ТН |
№2611-70 Кл. т. 0,5 |
№ 27524-04 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ная, |
± 1,1 |
± 3,0 | ||
яч.40; ТТ |
6000/100 |
Зав. |
реак- |
± 2,6 |
± 4,6 | ||||
яч.41 |
Зав. № 6519 |
№0109053110 |
тивная |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
Лист № 6
Всего листов 9
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) ином; ток (1 + 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,05^ 1,2) Ihom; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 °С до + 70 °С,
- для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С; для УСПД от минус 10 °С до +50 °С, для сервера от +15 °С до +35 °С;
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, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
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 «ПОЛИЭФ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8. Второй информационный интерфейс счетчиков, установленных на Приуфимской ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго» (измерительные каналы 1-6 в соответствии с таблицей 2) подключен к АИИС КУЭ Приуфимской ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго». Синхронизация данных счетчиков производится ИВК АИИС КУЭ ОАО «ПОЛИЭФ».
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИиС = 0,998 — коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 638,56 ч - среднее время наработки на отказ.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03- среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПОЛИЭФ» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «ПОЛИЭФ» 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
Наименование |
Количество |
Измерительные трансформаторы тока ТФЗМ-ИОБ-IVyi; ТВ-110/20; ТВЛМ-10; ТВК-10УХЛ3; ТG-145У1, ТПЛМ-10 |
20 шт. |
Измерительные трансформаторы напряжения НКФ-110-57У1; НОМ-6; НОМ-6У4; НТМИ-6-66 У3 |
19 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03 |
9 шт. |
Наименование |
Количество |
УСПД СИКОН С70 |
3 шт. |
УСВ-1 |
1 шт. |
Сервер сбора данных |
1 шт. |
Сервер баз данных |
1 шт. |
ПО Пирамида 2000 (ИВК) |
1 шт. |
Методика поверки |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
1 шт. |
Формуляр |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПОЛИЭФ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03- в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.124 РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Пирамида» - в соответствии с документом «Системы информационноизмерительные контроля и учета энергопотребления «ПИРАМИДА» Методика поверки ВЛСТ 150.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.
Сведения о методах измерений
Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПОЛИЭФ».
Лист № 9
Всего листов 9
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 30206-94 «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 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПОЛИЭФ».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.