Каналы информационно-измерительные АИИС ВГК-01
| Номер в ГРСИ РФ: | 48136-11 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Электроцентроавтоматизация" (ЭЦА), г.Москва |
Для измерения электроэнергии (мощности) в составе Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС ВГК-01 Г.р. № 32430-06.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 48136-11 |
| Наименование | Каналы информационно-измерительные АИИС ВГК-01 |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001 |
| Класс СИ | 34.01.03 |
| Год регистрации | 2011 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Воронежского ЦСМ |
| Адрес центра | 394018, г.Воронеж, ул.Станкевича, 2 |
| Руководитель центра | Гуров Павел Алексеевич |
| Телефон | (8*073*2) 55-06-12 |
| Факс | 52-01-35 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 44314 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | Приказ 6290 от 31.10.11 п.50 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Электроцентроавтоматизация" (ЭЦА), г.Москва
Россия
107023, ул.М.Семеновская, д.9, стр.4, тел./факс: (495) 662-88-67, E-mail: eca-info@eca-electra.ru
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 48136-11 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 48136-11: Описание типа СИ | Скачать | 743 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Каналы информационно-измерительные АИИС ВГК-01 предназначены для измерения электроэнергии (мощности) в составе Системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС ВГК-01 Г.р. № 32430-06.
Описание
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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 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. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в счетчиках).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 поступает на вход УСПД АИИС КУЭ ВГК-01, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных.
В состав Каналов информационно-измерительных АИИС ВГК-01 входят:
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТРГ-110 II, ТЛП-10, ТЛШ-10, ТОЛ 10-I КТ 0,2S;
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа НАМИ-110УХЛ1, ЗНОЛ.06-10, ЗНОЛП КТ 0,5 и 0,2
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 для измерения активной и реактивной энергии типа СЭТ-4ТМ.03М 0,2S по ГОСТ P 52323-2005.
Программное обеспечение
Каналы информационно-измерительные АИИС ВГК-01 функционируют под управлением программного комплекса «Энфорс АСКУЭ».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Наименование ПО |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО) |
Наименование файла |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
ПО «Энфорс АСКУЭ» |
Модуль настройки подключения к серверу Oracle (стандартный каталог для всех модулей C:\Program Files\Enforce\ASKUE) |
Enflogon.exe |
2.2 |
8031 cd96685d9f4520ecd305 24926615 |
MD5 |
|
Модуль администратора |
Enfadmin.exe |
377803f2e96dba9898bfe327 d9789335 | |||
|
Модуль оперативного контроля |
NewOpcon.exe |
529c82a8291448fadbdccb95 c798980f | |||
|
New_Graph_KWH. exe |
9b2c31894ed10f3fcc10b7e1 7571f5ef | ||||
|
Модуль формирования отчетов |
Newreports.exe |
f20b84d68b746d86eed0c616 559a243a | |||
|
Модуль просмотра журнала событий |
Ev_viewer.exe |
6ffc968e91 e9e1c7403c1f9d0 330b581 | |||
|
Модуль ручной обработки данных |
Dataproc.exe |
a4ce90df6670eb7e4e1d7bf9 67a06408 | |||
|
Модуль ручного и автоматического ввода данных |
NewMEdit.exe |
1501f339387795004a10806d 206a644a | |||
|
Модуль «Экспорт данных в Excel» |
Exporttoexcel_2000 .exe |
a9cbafe9db13d4675fa53d84 eee8a7d2 | |||
|
Модуль экспорта-импорта данных в формате АСКП |
Enf_askp.exe |
669d314c58f0dfc5fb53cbcea 4be4728 | |||
|
Модуль формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070 XML) |
M51070.exe |
3ee890765e235c753ab6574c bb97b86a | |||
|
Модуль формирования и отправки макетов 80020 в НП АТС |
M80020.exe |
c8b832b44775e9d8cea57278 56e36e75 | |||
|
Модуль формирования и отправки макетов 80040 и 80050 |
M80050.exe |
d9a4baa53c60dfb38faa0d47 194285a6 | |||
|
Модуль загрузки данных из текстовых файлов |
Loaddatafromtxt. ex e |
d49dee509652478b8527f8ce 59fcc1bd | |||
|
Модуль анализа синхронизации времени в счетчиках |
SyncMon.exe |
5ee228799f2f3f78bff449cea abffa55 | |||
|
ПО «Энфорс Энергия 2+» |
Модуль Администратора |
ADMIN2.EXE |
2.0 |
62a8ca0dd97f52186845371c d780d531 | |
|
Модуль сбора данных «Сборщик Энергия 2+» |
COLLECTOR_OR ACLE.EXE |
89f505e46eda4a7474078891 e829e0c9 |
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Программный комплекс «Энфорс АСКУЭ» входит в состав Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС ВГК-01 Г.р. № 32430-06.
Оценка влияния на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В Каналах информационноизмерительных АИИС ВГК-01 синхронизация времени производится от Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС ВГК-01 Г.р. № 32430-06.
В случае расхождения времени счетчиков и Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС ВГК-01 более чем ± 1 с, производится коррекция времени счетчиков. В Каналах информационно-измерительных АИ-ИС ВГК-01 автоматически поддерживается единое время во всех компонентах с точностью не хуже ±5 с.
Организация защиты от несанкционированного доступа. Предусмотрена защита от несанкционированного доступа: пломбирование счетчиков, информационных цепей.
Технические характеристики
Характеристики Каналов приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики Каналов.
Таблица 2 - Перечень ИК и их состав
|
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт /Кс ч |
Наименование, измеряемой величины | |||||
|
№И К,ко д НП АТС |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
103 |
ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ ВЛ-110-26 |
Т Т |
KT=0,2S Ктт= 800/1 № 26813-04 |
А |
ТРГ-110 II |
3468 |
о о о о 00 00 |
Ток первичный Ij |
|
В |
ТРГ-110 II |
3469 | ||||||
|
С |
ТРГ-110 II |
3470 | ||||||
|
Т Н |
КТ=0,2 Ктн=110000/^3 /100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4419 |
Напряжение первичное U1 | |||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4421 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4422 | ||||||
|
Счетчик |
KT=0,2S Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0812095484 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
104 |
ТЭЦ-2 ОРУ-110кВ ВЛ-110-25 |
Т Т |
KT=0,2S Ктт= 800/1 № 26813-04 |
А |
ТРГ-110 II |
3472 |
о о о о 00 00 |
Ток первичный Ij |
|
В |
ТРГ-110 II |
3471 | ||||||
|
С |
ТРГ-110 II |
3473 | ||||||
|
Т Н |
КТ=0,2 Ктн=110000/^3 /100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4091 |
Напряжение первичное U1 | |||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4412 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4418 | ||||||
|
Счетчик |
KT=0,2S Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0812095589 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
105 |
ТЭЦ-2 ОРУ-110кВ ВЛ-110-14 |
Т Т |
КТ^^ Ктт= 800/1 № 26813-04 |
А |
ТРГ-110 II |
3477 |
О о о о 00 00 |
Ток первичный I1 |
|
В |
ТРГ-110 II |
3478 | ||||||
|
С |
ТРГ-110 II |
3479 | ||||||
|
Т Н |
КТ=0,2 Ктн=110000/^3 /100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4419 |
Напряжение первичное U1 | |||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4421 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4412 | ||||||
|
Счетчик |
КТ=0,2Б Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0812095477 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
106 |
ТЭЦ-2 ОРУ-110кВ ВЛ-110-13 |
Т Т |
КТ=0,2Б Ктт= 800/1 № 26813-04 |
А |
ТРГ-110 II |
3475 |
о о о о 00 00 |
Ток первичный I1 |
|
В |
ТРГ-110 II |
3474 | ||||||
|
С |
ТРГ-110 II |
3476 | ||||||
|
Т Н |
КТ=0,2 Ктн=110000/^3 /100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4091 |
Напряжение первичное U1 | |||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4012 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4018 | ||||||
|
Счетчик |
КТ=0,2Б Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0812095531 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
112 |
ТЭЦ-2 ГТУ-1 10 кВ |
Т Т |
КТ=0,2Б Ктт= 4000/1 № 30709-07 |
А |
ТЛП-10 |
14872 |
о о о о о СЧ |
Ток первичный I1 |
|
В |
ТЛП-10 |
14874 | ||||||
|
С |
ТЛП-10 |
14873 | ||||||
|
Т Н |
Кт=0,2 Ктн=100000/^3 /100/^3 № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-10 |
5144 |
Напряжение первичное U1 | |||
|
В |
ЗНОЛ.06-10 |
5072 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-10 |
5073 | ||||||
|
Счетчик |
КТ=0,2Б Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0812095545 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
113 |
ТЭЦ-2 ГТУ-2 10 кВ |
Т Т |
КТ=0,2Б Ктт= 4000/1 № 30709-07 |
А |
ТЛП-10 |
14875 |
о о о о о ГЧ |
Ток первичный I1 |
|
В |
ТЛП-10 |
14871 | ||||||
|
С |
ТЛП-10 |
14876 | ||||||
|
Т Н |
КТ=0,2 Ктн=100000/^3 /100/^3 № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-10 |
5120 |
Напряжение первичное U1 | |||
|
В |
ЗНОЛ.06-10 |
5075 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-10 |
5071 | ||||||
|
Счетчик |
КТ=0,2Б Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
018095517 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
114 |
ТЭЦ-2 ТГ-3 10 кВ |
Т Т |
KT=0,2S Ктт= 3000/5 № 11077-07 |
А |
ТЛШ-10 |
177 |
О о о о ЧО |
Ток первичный Ij |
|
В |
ТЛШ-10 |
178 | ||||||
|
С |
ТЛШ-10 |
179 | ||||||
|
Т Н |
КТ=0,2 Ктн=10000/ 100 № 23544-07 |
А |
ЗНОЛП |
639 |
Напряжение первичное U1 | |||
|
В |
ЗНОЛП |
640 | ||||||
|
С |
ЗНОЛП |
641 | ||||||
|
Счетчик |
KT=0,2S Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ. 03М |
018095094 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
115 |
ТЭЦ-2 ТСН БГТ2 6 кВ |
Т Т |
KT=0,2S Ктт= 1000/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ 10-I |
53157 |
12600 |
Ток первичный Ij |
|
В |
ТОЛ 10-I |
53120 | ||||||
|
С |
ТОЛ 10-I |
53160 | ||||||
|
Т Н |
КТ=0,5 Ктн=6300/ 100 № 23544-07 |
А |
ЗНОЛП |
1703 |
Напряжение первичное U1 | |||
|
В |
ЗНОЛП |
1701 | ||||||
|
С |
ЗНОЛП |
1971 | ||||||
|
Счетчик |
KT=0,2S Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ. 03М |
0812095092 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
116 |
ТЭЦ-2 ТСН БГТ1 6 кВ |
Т Т |
KT=0,2S Ктт= 1000/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ 10-I |
53162 |
12600 |
Ток первичный Ij |
|
В |
ТОЛ 10-I |
53200 | ||||||
|
С |
ТОЛ 10-I |
53203 | ||||||
|
Т Н |
КТ=0,5 Ктн=6300/ 100 № 23544-07 |
А |
ЗНОЛП |
1724 |
Напряжение первичное U1 | |||
|
В |
ЗНОЛП |
1973 | ||||||
|
С |
ЗНОЛП |
1972 | ||||||
|
Счетчик |
KT=0,2S Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ. 03М |
081209506 1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Таблица 3- Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) (5 wp /5 Wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации Каналов при доверительной вероятности 0,95
|
§wp % | |||||||
|
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф |
Для диапазона 5%<I/In<20% WP 5 %< Wp<Wp 20 % |
Для диапазона 20%<I/In<100% WP20 % <WP<WP100 % |
Для диапазона 100%< I/In<120% WP100 % <WP< WP120 % |
|
103-106, 112, 113, 114 |
0,2s |
0,2 |
0,2s |
1,0 |
+0,6 |
+0,5 |
+0,5 |
|
0,8 |
+0,8 |
+0,7 |
+0,7 | ||||
|
0,5 |
+1,2 |
±1,0 |
+1,0 | ||||
|
115, 116 |
0,2s |
0,5 |
0,2s |
1,0 |
+0,8 |
+0,7 |
+0,7 |
|
0,8 |
+1,0 |
+0,9 |
+0,9 | ||||
|
0,5 |
+1,6 |
+1,5 |
+1,5 | ||||
|
8wq’ % | |||||||
|
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф (sin-ф) |
Для диапазонов 5%<I/In<20% WQ 5 % <WQ< WQ 20 % |
Для диапазонов 20%<I/In<100% WQ 20 % <WQ<WQ 100 % |
Для диапазонов 100%< I/In<120% WQ100 % <WQ< WQ120 % |
|
103-106, 112, 113, 114 |
0,2s |
0,2 |
0,5 |
0,8(0,6) |
+1,5 |
+ 1,1 |
+1,0 |
|
0,5(0,87) |
+1,2 |
+0,9 |
+0,9 | ||||
|
115, 116 |
0,2s |
0,5 |
0,5 |
0,8(0,6) |
+1,7 |
+1,4 |
+1,4 |
|
0,5(0,87) |
+1,3 |
+1,1 |
+1,1 | ||||
I/In, % - значение первичного тока в сети от номинального.
WP5 %(WQ5 ) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In от 5 до 120 %.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут ± 5
Условия эксплуатации измерительных компонентов Каналов информационно-измерительных
АИИС ВГК-01 соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;
• счётчики электроэнергии для измерения активной энергии СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р
52320-2005 и ЭД.
Таблица 4 - Условия эксплуатации Каналов информационно-измерительных АИИС ВГК-01
|
Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин |
Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала | ||
|
Компоненты ИК АИИС |
Счетчики |
ТТ |
ТН |
|
Сила переменного тока, А |
от I2 мин до I2 макс |
от 11мин до 1,2 11ном |
_ |
|
Напряжение переменного тока, В |
от 0,9 U2ном до 1,1 U2ном |
_ |
от 0,9 U1 ном до 1,1 U1 ном |
|
Коэффициент мощности (cos ф) |
0,5инд; 1,0; 0,8емк |
0,8инд; 1,0 |
0,8инд; 1,0 |
|
Частота, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
|
Температура окружающего воздуха, °С -По ЭД - Реальные |
от минус 40 до плюс 70 от 7 до 33 |
от минус 50 до плюс 45 от 7 до 33 |
>т минус 50 до плюс 45 от 7 до 33 |
|
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл |
Не более 0,5 |
_ |
_ |
|
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при СО8ф2 =0,8 инд) |
_ |
от 0,25S2ном до 1,0S2ном |
_ |
|
Мощность нагрузки ТН (при СО8ф2 =0,8 инд) |
_ |
_ |
от 0,25 Sном до 1 0 S ±,V *-’ном |
Надежность применяемых компонентов
Параметры надежности средств измерений: трансформаторов напряжения и тока, счетчиков
|
электроэнергии Компоненты: |
Среднее время наработки на отказ, ч, не |
|
Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Электросчетчики СЭТ-4ТМ. 03М |
менее: 219000 219000 90000 Срок службы, лет: |
|
Трансформаторы напряжения, тока; Электросчетчики СЭТ-4ТМ. 03М |
30 30 |
Среднее время восстановления при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений:
• удалённый доступ;
• возможность съёма информации со счётчика автономным способом
• визуальный контроль информации на счётчике
Регистрация событий:
• в журнале событий счётчика;
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике (сервере)
Защищенность применяемых компонентов
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• электросчётчика;
• промежуточных клеммников вторичных цепей;
Защита информации на программном уровне:
• установка пароля на счетчик;
Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации Каналов информационно-измерительных АИИС ВГК-01.
Комплектность
Комплектность Каналов информационно-измерительных АИИС ВГК-01 указана в таблице 2.
В комплект поставки также входят:
• руководство по эксплуатации на счётчик СЭТ-4ТМ. 03М ИЛГШ.411152.145 РЭ;
• паспорт на счётчик СЭТ-4ТМ. 03М ИЛГШ.411152.145 ПС;
• паспорта-протоколы;
• методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП 48136-11 «Каналы информационно-измерительные АИИС ВГК-01. Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2011 г., входит в комплект документации на систему.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС
|
Наименование эталонов, вспомогательных СИ |
Тип |
Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) |
Цель использования | |
|
1 |
2 |
3 |
4 | |
|
1. Термометр |
ТП 22 |
ЦД 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С |
Контроль температуры окружающей среды | |
|
2. Барометр-анероид |
БАММ 1 |
Атм. давление 80-106 кПа Отн. погрешность ± 5% |
Контроль атмосферного давления | |
|
3. Психрометр |
М-4М |
КТ 2,0 |
Контроль относительной влажности | |
|
4 Миллитесламетр |
МПМ-2 |
ПГ 7,5 % |
Измерение напряженности магнитного поля | |
|
5.Измеритель показателей качества электрической энергии |
Ресурс-UF2M |
КТ 0,2 (напряжение гармоник) |
Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 | |
|
б.Вольтамперфазометр |
ПАРМА ВАФ-Т |
КТ 0,5 Напряжение 0-460 В Ток 0-6 А Частота 45-65 Гц Фазовый угол от минус 180 до 180 град. |
Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током | |
|
7. Прибор сравнения |
КНТ-03 |
1,999 ВА; 19,99 ВА; 199,9 ВА |
ПГ ±0,003 ВА ПГ ±0,03 ВА ПГ ±0,3 ВА |
Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ и ТН |
|
8. Радиочасы |
МИР РЧ-01 |
Использование сигнала точного времени | ||
|
9. Секундомер |
СОСпр-1 |
0-30 мин., ЦД 0,1 с |
При определении погрешности хода системных часов | |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 29252005 и (или) по ГОСТ 8.216-88.
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ. 03М по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ.
Сведения о методах измерений
Методика измерений содержится в документе «Учет электроэнергии и мощности на объектах. Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ПГУ Воронежской ТЭЦ-2 филиала ОАО «КВАДРА» - «Воронежская Региональная Генерация». Методика измерений аттестована ФГУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 26/12-01.002272-2010 от 26.11. 2010 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2 S и 0,5 S)»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
