Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "НИОСТ"
Номер в ГРСИ РФ: | 47896-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Научно-исследовательская организация "Сибур-Томскнефтехим" (НИОСТ), г.Томск |
Для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени; сбора, обработки, хранения и передачи информации; формирования отчетных документов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 47896-11 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "НИОСТ" |
Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ Томского ЦСМ |
Адрес центра | 634012, г.Томск, ул.Косарева, 17а |
Руководитель центра | Чухланцева Марина Михайловна |
Телефон | (8*382*2) 44-44-22, 44-27-81 |
Факс | 44-36-76 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 44028 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 5187 от 03.10.11 п.16 |
Производитель / Заявитель
ООО "Научно-исследовательская организация "Сибур-Томскнефтехим" (НИОСТ), г.Томск
Россия
634067, Кузовлевский тракт, 2, строение 270. Тел. (3822) 70-22-22, факс 70-23-32, E-mail: office@niost.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 47896-11 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
47896-11: Описание типа СИ | Скачать | 574.7 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени; сбора, обработки, хранения и передачи информации; формирования отчетных документов.
Описание
Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и включающие в себя:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5;
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5;
- счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230» (счетчики) класса точности 0,5S при измерении активной энергии и 1,0 - реактивной энергии;
- вторичные электрические цепи;
2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя технические средства приёма-передачи, сервер и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора с установленным программным комплексом «Энергосфера».
ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИ-ИС КУЭ. Структурная схема АИИС КУЭ приведена на рисунке 1.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- вычисление нарастающим итогом активной и реактивной электрической энергии за учетный период;
- периодический или по запросу автоматический сбор от отдельных точек учета привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета;
- хранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений АИИС КУЭ в специализированной базе данных в течение 3,5 лет;
- формирование и передача в автоматическом режиме отчетных документов, в том числе файлов в XML-формате, в ОАО «Сибурэнергоменеджмент», ООО «Томскнефтехим»;
- защита на программном уровне при передаче результатов измерений с использованием электронной цифровой подписи;
- защита оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.
Помещение корпуса №270 |
GSM молем Г«1£
R5-232
’ - существующее оборудование
ЛВС предприятия '
Сервер
Правая часть ИБП АРС Symmefra^ РХ
NPort 5230
Cisco С3560*
Плная части ИБП АРС ЯутгпяРлЯ; РХ
Серверная Помещение корпуса №270
Оа<ов»«ая пиния связи для ОАО кСмбурэнергоменеджмемт» и ООО «Томскнефтехим» Макет 80020 через Internet
блок ГВПС1ИИЛ
-S1 е
ООО «ниост»
Счетчики ЭЭ Меркурий 230
ART2-O3PQRSIDN ’
РП-2
ТП-109
6ло« гмтани»
NPnrt 573П &
Реп • RS-485
9 GPS MtxXiia
' ■ ' л
DES-I005D'
? i
РП-1
ПГГХ ПИП» НЯ
Шкаф связи
Счетчики ЭЭ Меркурий 230
ART2-03PQRSIDN *
-0
Резервное питание счетчиков РП-1. РП-2
РУ-10 кВ
Шкаф связи'
ГПП-2
Счетчик ЭЭ Меркурий 730 ART-00 PQRSIGON.
Счвтчик ЭЭ Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN
Резервное питание счетчиков ГПП-2
Резервная линия связи для ОАО «Сибурз»«еркомемсд»кмент» и ООО <> Т омскнефтехим •
Рисунок 1 - Структурная схема АИИС КУЭ
Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения контролируемого присоединения АИИС КУЭ с использованием измерительных трансформаторов тока и напряжения, масштабном преобразовании в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счётчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и математическая обработка с вычислением тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии.
Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется по интерфейсу RS-485, телефонным линиям и каналу сотовой связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор, отображение и хранение результатов измерений электрической энергии; вычисление нарастающим итогом электрической энергии за учетный период по отдельным точкам учета; формирование и передачу отчетных документов.
Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных (БД) на сервере (отображение и вывод на печать результатов измерений электрической энергии), осуществляется с АРМ оператора с использованием программы «АРМ Энергосфера», входящей в состав программного комплекса (ПК) «Энергосфера». Для связи сервера и АРМ оператора используется канал связи Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в свой состав устройство синхронизации времени на основе GPS-синхронизатора времени для персонального компьютера СТ-1, счетчики и ИВК. СОЕВ выполняет измерение времени и обеспечивает синхронизацию времени компонентов ИК АИИС КУЭ - счетчиков, сервера и АРМ оператора. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии.
Устройство синхронизации времени с помощью GPS-синхронизатора один раз в час осуществляет привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) и формирует собственную шкалу времени. Сервер один раз в 10 мин осуществляет синхронизацию внутренних часов счетчика. Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения с временем сервера более 2 с. Сервер один раз в час осуществляет корректировку времени АРМ оператора. Журналы событий счетчика отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Пломбирование компонентов АИИС КУЭ от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с технической документацией (рисунок 2).
Рисунок 2 - Места установки пломб на технические средства АИИС КУЭ
Программное обеспечение
На сервере и АРМ оператора установлено системное и прикладное программное обеспечение (ПО). Прикладное ПО - программный комплекс «Энергосфера», который входит в состав комплекса программно-технического измерительного ЭКОМ, зарегистрированного в Государственном реестре средств измерений утвержденных типов под номером 19542-05.
Структура и выполняемые функции программ, входящих в состав ПК «Энергосфера», приведены в таблице 1.
Таблица 1
Наименование программы |
Функции, выполняемые программой ПК «Энергосфера» |
Программы метрологически значимой части ПК «Энергосфера» | |
1 Сервер опроса |
Автоматизированный сбор данных |
2 Редактор расчетных схем |
Настройка структуры точек учета, настройка и отображение свойств измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков |
3 АРМ Энергосфера |
Отображение результатов измерений, отчетов, журналов событий, окна мнемосхемы, формирование отчетных документов |
Программы метрологически незначимой части ПК «Энергосфера» | |
4 Консоль администратора |
Конфигурирование и настройка параметров счетчиков и сервера, синхронизации времени счетчиков, формирование и отображение журнала событий сервера, резервирование и восстановление данных |
5 Центр экспор-та/импорта |
Формирование и передача в автоматическом режиме в центры сбора файлов в XML-формате. Прием сообщений о статусе переданных данных |
6 Менеджер лицензий |
Предоставление информации и проверка разрешений (лицензии) на использование программ ПК «Энергосфера» |
Разделение ПК «Энергосфера» на метрологически значимую и незначимую части выполнено на «высоком» уровне по классификации МИ 3286-2010. Программы, входящие в состав ПК «Энергосфера», не оказывают влияния на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ.
Идентификация выполняется по команде оператора. Идентификационные данные программ метрологически значимой части ПК «Энергосфера», установленных на сервере, приведены в таблице 2. Проверка номера версии осуществляется через интерфейс пользователя с использованием программы «Менеджер программ» или окна «О программе». Вычисление значений хэш-кода по алгоритму MD5 выполняется для программ метрологически значимой части ПК «Энергосфера».
Таблица 2
Наименование программы |
Идентификационное наименование программы |
Номер версии программы |
Цифровой идентификатор программы (хэш-код исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программы |
Сервер опроса |
Сервер опроса (файл: PSO.exe) |
6.4 |
DB638EAEF9752E316BFB056623EAB98B |
MD5 |
Редактор расчетных схем |
Редактор расчетных схем (файл: AdmTool.exe) |
6.4 |
3D3E363115C995C7E10871DCB1070B36 |
MD5 |
АРМ Энергосфера |
АРМ Энергосфера (файл: Con-trolAge.exe) |
6.4 |
D7F414D83FE5EB0493D8EFE9C92CE99A |
MD5 |
Для защиты программ ПК «Энергосфера» и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Уровень защиты программ ПК «Энергосфера» и данных соответствует «С» по классификации МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Перечень и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 3.
Таблица 3
№ ИК |
Наименование присоединения |
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
ИВК |
Вид электрической энергии |
1 |
РП-10 кВ, яч. 10 |
ТПЛ-10 КТ 0,5; 300/5 Г.р. № 1276-59 Ф.А: зав. № 3093 Ф.С: зав. № 2264 |
НОМ-10-66 КТ 0,5; 10000/100 Г.р. № 4947-98 Ф.А: зав. № ОР Ф.С: зав. № ТССТ |
Меркурий 230 ART-00 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 0704328 |
1 АРМ оператора, сервер HP ProLiant DL120G6 GPS-синхронизатор времени с антенной Cinterion MC35i 1 |
Активная и реактивная (прием) |
2 |
РП-10 кВ, яч. 70 |
ТПЛ-10 КТ 0,5; 300/5 Г.р. № 1276-59 Ф.А: зав. № 210010 Ф.С: | зав. № 70177 |
НОМ-10-66 КТ 0,5; 10000/100 Г.р. № 4947-98 Ф.А: зав. № РТРУ Ф.С: зав. № РПБУ |
Меркурий 230 ART-00 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 07063130 |
Активная и реактивная (прием) | |
3 |
РП-1, яч. 3 |
ТТИ-30 КТ 0,5; 200/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № P41758 Ф.В: зав. № Т43518 Ф.С: зав. № Т44122 |
— |
Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01732136 |
Активная и реактивная (отдача) | |
4 |
РП-1, яч. 4 |
ТТИ-30 КТ 0,5; 250/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № Т46129 Ф.В: зав. № Т46139 Ф.С: зав. № T46141 |
— |
Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01732179 |
Активная и реактивная (отдача) | |
5 |
РП-1, яч. 5 |
ТТИ-30 КТ 0,5; 250/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № L2779 Ф.В: зав. № L2786 Ф.С: зав. № L2793 |
— |
Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01815632 |
Активная и реактивная (отдача) | |
6 |
РП-2, яч. 3 |
ТТИ-30 КТ 0,5; 200/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № S25403 Ф.В: зав. № S25401 Ф.С: зав. № S25396 |
— |
Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01815614 |
Активная и реактивная (отдача) | |
7 |
РП-2, яч. 4 |
ТТИ-30 КТ 0,5; 250/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № F50517 Ф.В: зав. № F50525 Ф.С: зав. № F50684 |
— |
Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01815690 |
Активная и реактивная (отдача) | |
8 |
РП-2, яч. 5 |
ТТИ-30 КТ 0,5; 250/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № L2777 Ф.В: зав. № K18373 Ф.С: зав. № T46140 |
— |
Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01815574 |
Активная и реактивная (отдача) |
Примечание - В таблице приняты следующие сокращения и обозначения: КТ - класс точности; Г.р. - Государственный реестр средств измерений утвержденных типов; зав. - заводской; КТ 0,5S/1,0 - класс точности счетчика электрической энергии:
0,5S - для измерений активной электрической энергии, 1,0 - для измерений реактивной электрической энергии
Границы относительной погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, приведены в таблице 4. Пределы абсолютной погрешности измерений времени в АИИС КУЭ ± 5 с.
Таблица 4
Номер ИК |
Коэф. мощ. COSф |
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии | |||||
для диапазона 15 < I < 120 |
для диапазона 120 < I < 1100 |
для диапазона 1100 < I < 1120 | |||||
5о, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % | ||
1-2 (КТ ТТ 05; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S) |
1,0 |
± 1,9 |
± 2,5 |
± 1,2 |
± 2,1 |
± 1,0 |
± 2,3 |
0,8 |
± 3,0 |
± 4,2 |
± 1,7 |
± 3,3 |
± 1,4 |
± 3,1 | |
0,5 |
± 5,5 |
± 6,2 |
± 3,0 |
± 4,1 |
± 2,3 |
± 3,6 | |
3-8 (КТ ТТ 0,5; КТ счетчика 0,5S) |
1,0 |
± 1,8 |
± 2,5 |
± 1,0 |
± 2,0 |
± 0,8 |
± 2,2 |
0,8 |
± 3,0 |
± 4,1 |
± 1,5 |
± 3,2 |
± 1,2 |
± 3,0 | |
0,5 |
± 5,4 |
± 6,1 |
± 2,7 |
± 3,9 |
± 1,8 |
± 3,4 | |
Номер ИК |
simp |
Г раницы относительной погрешности ИК АИИ( при измерении реактивной электрической эне |
: куэ ргии | ||||
1-2 (КТ ТТ 05; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0) |
0,87 |
± 3,0 |
± 4,4 |
± 1,8 |
± 3,7 |
± 1,6 |
± 3,6 |
0,6 |
± 4,6 |
± 6,0 |
± 2,6 |
± 4,7 |
± 2,1 |
± 4,4 | |
3-8 (КТ ТТ 0,5; КТ счетчика 1,0) |
0,87 |
± 2,9 |
± 4,4 |
± 1,6 |
± 3,7 |
± 1,4 |
± 3,6 |
0,6 |
± 4,5 |
± 6,0 |
± 2,4 |
± 4,6 |
± 1,8 |
± 4,3 |
Примечание - В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: So - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии; бру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях применения при измерении активной и реактивной электрической энергии; 15, 120, 1100, И 1120 - значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального 1ном; КТ - класс точности; коэф. мощ. - коэффициент мощности
Примечания
1 Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98-1,02)^ином, ток (1-1,2)-!ном; cosф=0,9 инд.;
- температура окружающей среды (15-25) °С.
2 Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9-1,1)-ином; ток (0,05-1,20)-!ном; частота (49,550,5) Гц; коэффициент мощности 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.;
- индукция внешнего магнитного поля в местах установки счётчиков не более 0,5 мТл;
- допускаемая температура окружающей среды: трансформаторы тока - от минус 45 до 50 °С; трансформаторы напряжения - от минус 45 до 40 °С; счетчики электрической энергии - от минус 40 до 55 °С; сервер - от 10 до 40 °С.
3 Границы относительной погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены для температуры окружающего воздуха от минус 30 до 35 °С.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-55, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-89, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электрической энергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на однотипные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном в ООО «НИОСТ» порядке. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
— трансформаторы тока: среднее время наработки на отказ 30000 ч, средний срок службы 25 лет;
— трансформаторы напряжения: среднее время наработки на отказ 440000 ч, средний срок службы 25 лет;
— счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230»: среднее время наработки на отказ 150000 ч, средний срок службы 30 лет;
— сервер: коэффициент готовности 0,99, среднее время восстановления работоспособности - 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов передачи данных;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений передаётся по электронной почте.
Регистрация в журналах счетчиков электрической энергии событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках электрической энергии.
Защищенность применяемых компонентов АИИС КУЭ:
1) наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии:
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- сервера;
2) наличие защиты на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче - использование цифровой подписи);
- установка паролей на счетчики электрической энергии;
- установка паролей на сервере и компьютере АРМ оператора.
Глубина хранения информации:
- счетчики электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки - не менее 35 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят технические и программные средства, а
также документация, приведенные в таблицах 5-7 соответственно.
Таблица 5 - Технические средства АИИС КУЭ
Наименование компонентов АИИС КУЭ |
Обозначение (тип) |
Количество, шт. |
ИИК | ||
1 Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ |
18 |
2 Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
4 |
3 Трансформаторы напряжения |
НОМ-10-66 |
4 |
Таблица 5 - Технические средства АИИС КУЭ
Наименование компонентов АИИС КУЭ |
Обозначение (тип) |
Количество, шт. |
4 Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
«МЕРКУРИЙ 230» |
8 |
5 Блок резервного питания |
БП15Б-Д2-9 (БП15) |
2 |
ИВ |
К | |
1 Сервер |
HP Proliant DL120 Gb |
1 |
2 Преобразователь |
NPort 5230 |
2 |
3 GSM модем |
Cinterion MC35i |
1 |
4 Блок резервного питания |
DR 45-24 |
2 |
5 GPS-синхронизатор времени |
СТ-1 |
1 |
6 Автоматизированное рабочее место оператора |
Техническая документация |
1 |
Таблица 6 - Программные средства АИИС КУЭ
Наименование компонентов АИИС КУЭ |
Обозначение (тип) |
Количество, шт. |
1 Операционная система сервера |
Microsoft Windows Server 2008 |
1 |
2 Система управления базой данных сервера |
Microsoft SQL сервер 2008 |
1 |
3 Операционная система АРМ оператора |
Microsoft Windows XP Professional |
1 |
4 Программное обеспечение счетчиков |
«Конфигуратор счетчиков трехфазных «Меркурий» |
1 |
5 Программный комплекс «Энергосфера» |
Программа «Сервер опроса» |
1 |
Программа «Консоль администратора» |
1 | |
Программа «Редактор расчетных схем» |
2 | |
Программа «АРМ Энергосфера» |
1 | |
Программа «Центр Экспорта/Импорта» |
1 | |
Программа «Менеджер лицензий» |
1 |
Таблица 7 - Документация
Наименование |
Количество, шт. |
1 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ». Методика поверки |
1 |
2 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ». Паспорт |
1 |
Примечание - В комплект поставки документации также входит проект СКА.2010.104, разработанный ООО «ПК «СпецКИПавтоматика» в 2010 г., и техническая документация на компоненты АИИС КУЭ |
Поверка
осуществляется по документу МП 47896-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ». Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Томский ЦСМ» 18.07.2011 г.
Перечень основных средств поверки:
1) радиочасы МИР РЧ-02: пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного сигнала 1 Гц по шкале координированного времени UTC не более ± 1 мкс;
2) средства поверки компонентов АИИС КУЭ - в соответствии с нормативными и техническими документами, регламентирующими проведение их поверки:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230» - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации и согласованной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.05.2007 г.;
3) средство измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой трансформатора напряжения и счетчиком - мультиметр «Ресурс-ПЭ»: пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения ± 2,0 % в диапазоне от 15 до 150 мВ, в диапазоне от 15 до 300 В ± 0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока ± 1,0 % в диапазоне от 0,05 до 0,25 А, ± 0,3 % в диапазоне от 0,25 до 7,5 А; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Рекомендация. ГСИ. Методика измерений электрической энергии системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ» (Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00241-2008/34-79-2011, выданное ФГУ «Томский ЦСМ» 18.05.2011 г.).
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.