47896-11: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "НИОСТ" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "НИОСТ"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 47896-11
Производитель / заявитель: ООО "Научно-исследовательская организация "Сибур-Томскнефтехим" (НИОСТ), г.Томск
Скачать
47896-11: Описание типа СИ Скачать 574.7 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "НИОСТ" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 19.05.2024

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.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
47897-11
6812В Источник питания
Фирма "Agilent Technologies", Малайзия
Для воспроизведения напряжения и силы переменного тока, частоты и напряжения постоянного тока при поверке и ремонте средств измерений.
Default ALL-Pribors Device Photo
47898-11
NI USB-5680, NI USB-5681 Преобразователи мощности измерительные
Компания "National Instruments Corporation", США
Для измерения мощности электромагнитных колебаний в коаксиальных радиотехнических трактах.
Default ALL-Pribors Device Photo
47899-11
NI PXIe-5185, NI PXIe-5186 Осциллографы цифровые модульные
Компания "National Instruments Corporation", США
Для исследования формы и измерений амплитудных и временных параметров электрических сигналов.
Default ALL-Pribors Device Photo
4790-75
ПКУ Установки контрольные
Завод "Манометр", г.Москва