49624-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергоснабжение" (ОАО "Исток", ООО "Бежецксельмаш") - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергоснабжение" (ОАО "Исток", ООО "Бежецксельмаш")

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 49624-12
Производитель / заявитель: ООО "Росэнергосервис", г.Владимир
Скачать
49624-12: Описание типа СИ Скачать 544.8 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергоснабжение" (ОАО "Исток", ООО "Бежецксельмаш") поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО ┌Энергоснабжение√ (ОАО ┌Исток√, ООО ┌Бежецксельмаш√) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 49624-12
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергоснабжение" (ОАО "Исток", ООО "Бежецксельмаш")
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2012
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Номер сертификата 46109
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 235 п. 03 от 13.04.2012
Производитель / Заявитель

ООО "Росэнергосервис", г.Владимир

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 49624-12
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

49624-12: Описание типа СИ Скачать 544.8 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) УСВ-2 и программное обеспечение (далее - ПО).

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и 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 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 заинтересованные организа-

Лист № 2

Всего листов 10 ции осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД СИКОН С70 осуществляется каждые 30 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») используется ПО "Пирамида" версии 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "Пирамида" 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".

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261

328cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f

MD5

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf405

5bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2

884f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

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.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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

№ п/п

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ООО «Бежецксельмаш»

1

ПС 110/10 кВ "Сельмаш"; РУ-10 кВ; с.ш. 10 кВ; яч.3 ИК №1

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 2815; Зав. № 235

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4909

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 607112289

СИКОН С70 Зав.№ 06426

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

2

ПС 10 кВ "Сельмаш"; ЦРП-10/6 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч.6 ИК №2

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 100/5

Зав. № 6464;

Зав. № 5400

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 341

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 609111461

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

3

ПС 10 кВ "Сельмаш"; ЦРП-10/6 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч.20 ИК №3

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 8676; Зав. № 9443

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 341

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 608111878

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

4

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 3 с.ш.

6 кВ яч. 606 ИК №4

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 200/5

Зав. № 9337;

Зав. № 9433

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812110682

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 3 с.ш.

6 кВ яч. 614 ИК №5

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 7565; Зав. № 8392

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 801120479

СИКОН С70 Зав.№ 06426

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

6

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 3 с.ш. 6 кВ яч. 602

ИК №6

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 7419; Зав. № 7338

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812112539

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

7

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 2 с.ш.

6 кВ яч. 628 ИК №7

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 6456; Зав. № 9261

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 801120507

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

8

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; ГРУ 6 кВ; 2 с.ш. 6 кВ яч. 622

ИК №8

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 9228; Зав. № 7126

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 196

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812114166

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

9

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; КРУ 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ яч.30 фид 1033

ИК №9

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 96256; Зав. № 82564

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 299

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812114331

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

10

ПС 110/35/10/6 кВ "Шолмино"; КРУ 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ яч.12 фид 1009 ИК №10

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 7126; Зав. № 01775

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 299

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812114209

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ОАО «Исток»

11

ТП-135 6/0,4 кВ;

РУ-0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; яч. Ввод 1 ИК №11

ТТЭ-100

Кл. т. 0,5 1500/5

Зав. № 005;

Зав. № 006;

Зав. № 007

ПСЧ-4ТМ.05М.17

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 604110135

СИКОН С70 Зав.№ 06426

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

12

ТП-135 6/0,4 кВ; РУ-0,4 кВ; 2 с.ш. 0,4 кВ; яч. Ввод 2

ИК №12

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 87098; Зав. № 87088; Зав. № 87129

ПСЧ-4ТМ.05М.17

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 604110093

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

13

ТП-135 6/0,4 кВ;

РУ-0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; яч 1 ИК №13

ТТЭ-100 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 008; Зав. № 009; Зав. № 010

ПСЧ-4ТМ.05М.17

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 602111129

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

14

ТП-135 6/0,4 кВ;

РУ-0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; яч 3 ИК №14

Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 011; Зав. № 012; Зав. № 013

ПСЧ-4ТМ.05М.17

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 602111248

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

15

РП 10 кВ "Исток"; РУ 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч.2 ИК №15

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 001; Зав. № 002

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 156

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 608111899

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

16

РП 10 кВ "Исток"; РУ 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч.13 ИК №16

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 003; Зав. № 004

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 014

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 608111913

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

- для счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М и СЭТ-4ТМ.03М:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

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 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

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 ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-   электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т =

140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, сред

нее 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 источни

ка 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш») типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Кол-во, шт.

Трансформатор тока ТЛМ-10

2

Трансформатор тока ТПЛ-10

10

Трансформатор тока ТПФ-10

10

Трансформатор тока ТВЛМ-10

2

Трансформатор тока ТТЭ-100

6

Трансформатор тока ТШП-0,66

3

Трансформатор тока Т-0,66

3

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66

5

Трансформатор напряжения НТМИ-6

5

Трансформатор напряжения НАМИ-10

2

Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70

Счётчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М

9

Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

7

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 49624-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

• ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика поверки.

• СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411151.145 РЭ1 Методика поверки.

• УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергоснабжение» (ОАО «Исток», ООО «Бежецксельмаш»).

Лист № 10

Всего листов 10

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ООО «Энергоснабжение»   (ОАО «Исток»,

ООО «Бежецксельмаш»).

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ┌Оборонэнергосбыт√ (по сетям филиала ┌Южный√ ОАО ┌Оборонэнерго√, г. Кореновск, объект №1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерени...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ┌Оборонэнергосбыт√ (по сетям филиала ┌Приволжский√ ОАО ┌Оборонэнерго√, г. Ртищево, объект №1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для изме...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ┌Оборонэнергосбыт√ (по сетям филиала ┌Южный√ ОАО ┌Оборонэнерго√, п. Молькино, объект №1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ┌Оборонэнергосбыт√ (по сетям филиала ┌Южный√ ОАО ┌Оборонэнерго√, г. Горячий Ключ, объект №1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измер...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ┌Оборонэнергосбыт√ (по сетям филиала ┌Южный√ ОАО ┌Оборонэнерго√, п. Глубокий, объект №1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения...