52559-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "БГК" с Изменением № 1 - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "БГК" с Изменением № 1

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 52559-16
Производитель / заявитель: ООО "БГК", г.Уфа
Скачать
52559-16: Описание типа СИ Скачать 112.7 КБ
52559-16: Методика поверки Скачать 1.3 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "БГК" с Изменением № 1 поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК», регистрационный № 52559-13, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений 4.52-4.60 АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 52559-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "БГК" с Изменением № 1
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 01
Производитель / Заявитель

ООО "БГК", г.Уфа

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

52559-16: Описание типа СИ Скачать 112.7 КБ
52559-16: Методика поверки Скачать 1.3 MБ

Описание типа

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК», регистрационный № 52559-13, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений 4.52-4.60 АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 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 таблицах 2 - 4.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной и два резервных сервера АИИС КУЭ, три устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 через интерфейс RS-485 поступает на вход УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в

частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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 отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена тремя устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Основной и резервные серверы АИИС КУЭ периодически (1 раз в 1 час) сравнивают своё системное время с УСВ-1, корректировка часов серверов АИИС КУЭ осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами основного сервера АИИС КУЭ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется при наличии расхождения больше ±1 с. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и УСПД более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

CalcClient

s.dll

CalcLeaka ge.dll

Calc-Losses.dll

Metro-logy.dll

ParseBin.d ll

ParseIEC. dll

ParseModb us.dll

ParsePira mida.dll

SynchroNSI.  VerifyTime.

dll                dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b 1b219065 d63da9491 14dae4

b1959ff70 be1eb17c8 3f7b0f6d4

a132f

d79874d1 0fc2b156a 0fdc27e1c a480ac

52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83

6f557f885 b7372613 28cd77805 bd1ba7

48e73a928 3d1e66494 521f63d00 b0d9f

c391d6427 1acf4055b b2a4d3fe1 f8f48

ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f

530d9b01 26f7cdc23 ecd814c4e b7ca09

1ea5429b261 fb0e2884f5b3 56a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие 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».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав дополнительных измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

Салаватская ТЭЦ

4.52

Салаватская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ 6 СШ, яч. № 42, Тр-р С4Т

ТЛШ-10 3000/5

Кл.т. 0,2S А: Зав. № 181 В: Зав. № 192 С: Зав. № 180

НТМИ НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1460 Зав. № 7414

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804151121

СИКОН С70 Зав. № 01362

активная

реактивная

4.53

Салаватская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ 1 СШ, яч. № 20, Тр-р С1Т

ТЛШ-10 4000/5

Кл.т. 0,2S А: Зав. № 52 В: Зав. № 53 С: Зав. № 165

НТМИ-6 6000/100

Кл.т. 0,5 Зав. № 7216 Зав. № 7414

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №0803152378

СИКОН С70 Зав. № 01362

активная

реактивная

4.54

Салаватская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ 3 СШ, яч. № 6, Тр-р С5Т

ТЛШ-10 4000/5

Кл.т. 0,2S А: Зав. № 51 В: Зав. № 50 С: Зав. № 49

НТМИ-6 6000/100

Кл.т. 0,5 Зав. № 7287 Зав. № 7414

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №0803152526

СИКОН С70 Зав. № 01362

активная

реактивная

4.55

Салаватская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ 2 СШ, яч. № 52, Тр-р С5Т

ТЛШ-10 4000/5 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 54 В: Зав. № 164 С: Зав. № 163

НТМИ-6 НТМИ 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 9567 Зав. № 10205

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803152532

СИКОН С70 Зав. № 01362

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

4.56

Салаватская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ 4 СШ, яч. № 68, Тр-р С2Т

ТЛШ-10 3000/5

Кл.т. 0,2S А: Зав. № 183 В: Зав. № 193 С: Зав. № 195

НТМИ 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 7109 Зав. № 10205

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803152420

СИКОН С70 Зав. № 01362

активная

реактивная

4.57

Салаватская ТЭЦ ГРУ-6 кВ 5 СШ, яч. № 90, Тр-р С3Т

ТЛШ-10 3000/5 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 196 В: Зав. № 194 С: Зав. №182

НТМИ 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 2038 Зав. № 10205

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №0803152511

СИКОН С70 Зав. № 01362

активная

реактивная

4.58

Салаватская ТЭЦ, ГПП ОРУ-35 кВ 1 СШ, яч. № 2, Тр-р С7Т

ТВ-СВЭЛ-35-IX 1000/5

Кл.т. 0,2S

А: Зав. № 1273703

В: Зав. № 1273704

С: Зав. № 1273705

ЗНОМ-35-65 НОМ-35 35000/^3:100/^3

Кл.т. 0,5 А: Зав. № 1261888 В: Зав. № 1261853 С: Зав. № 1261882 А: Зав. № 605460 В: Зав. № 725697 С: Зав. № 605458

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №0806112845

СИКОН С70 Зав. № 01361

активная

реактивная

4.59

Салаватская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ 1 СШ, яч. № 16

ТПОЛ-10 1000/5

Кл.т. 0,2S А: Зав. № 22207 В: Зав. № 22209 С: Зав. № 22186

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № РРКВ Зав. № 1344

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №0807120397

СИКОН С70 Зав. № 01362

активная

реактивная

Окончание таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

4.60

Салаватская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ 3 СШ, яч. № 8

ТПОЛ-10 1000/5

Кл.т. 0,2S

А: Зав. № 22293

В: Зав. № 22208 С: Зав. № 22292

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № ХААВ Зав. № 1344

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №0807120657

СИКОН С70 Зав. № 01362

активная

реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (+ 3), %

Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

4.52 - 4.60

(ТТ 0,2S; ТН 0,5;

Сч 0,2S)

Ih1<I1<1,2Ih1

0,8

0,9

1,4

1,1

1,2

1,6

0,2Ih1<I1<Ih1

0,8

0,9

1,4

1,1

1,2

1,6

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

0,9

1,0

1,6

1,2

1,3

1,8

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

1,3

1,5

2,3

1,5

1,7

2,4

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (+ 3), %

Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

4.52 - 4.60

(ТТ 0,2S; ТН 0,5;

Сч 0,5)

Ih1<I1<1,2Ih1

1,7

1,3

1,0

2,5

2,2

2,0

0,2Ih1<I1<Ih1

1,7

1,3

1,0

2,5

2,2

2,0

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

1,9

1,4

1,1

2,6

2,3

2,1

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

2,8

2,1

1,6

3,3

2,8

2,4

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

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

3 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uh; диапазон силы тока

(0,02- 1,2) Ih, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

- температура окружающей среды:

- ТТ и ТН от минус 45 до плюс 40 °С;

- счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;

- УСПД от плюс 15 до плюс 25 °С;

- ИВК от плюс 15 до плюс 25 °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 (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

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

- температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от

минус 40 до плюс 60 °C;

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

5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М (№ Госреестра 36697-08) - среднее время наработ

ки на отказ Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М (№ Госреестра 36697-12) - среднее время наработ

ки на отказ Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ Т = 70 000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 ч, среднее время вос

становления работоспособности tв = 2 ч;

- Сервер АИИС КУЭ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 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 пере

даваться 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 АИИС КУЭ;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- Сервера АИИС КУЭ.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

113 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 - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер АИИС КУЭ - хранение результатов измерений, состояний средств из

мерений - 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 «БГК» с Изменением № 1 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТЛШ-10

47957-11

18

Трансформатор тока

ТВ-СВЭЛ-35-IX

54722-13

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

47958-11

6

Трансформатор напряжения

НТМИ

831-53

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

380-49

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

3

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

912-70

3

Трансформатор напряжения

НОМ-35

187-49

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

8

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

3

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

ВЛСТ 1102.00.000 ФО

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 52559-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» с Изменением №1. Методика поверки», утвержденному ИЦ ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2016 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато

ры тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от

ключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (№ Госреестра 36697-08) - в соответствии с методикой

поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (№ Госреестра 36697-12) - в соответствии с документом

«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки. ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденным «ВНИИМС» «17» января 2005 г.;

- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени

УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис

темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ООО «БГК» с Изменением № 1 в части ИИК №№ 4.3; 4.5; 4.6; 4.26; 4.27; 4.29; 4.35 - 4.46; 4.52 - 4.60 для оптового рынка электрической энергии, аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные документы

ООО «БГК» с Изменением № 1

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.

Смотрите также

53774-17
С8-46/1, С8-46/2, С8-46/3 Осциллографы
Унитарное предприятие "Завод СВТ", Беларусь, г.Минск
Осциллографы С8-46/1, С8-46/2, С8-46/3 (далее - осциллографы) предназначены для исследования формы и измерения параметров однократных, периодических электрических сигналов в диапазоне частот от 100 МГц для С8-46/1, до 200 МГц для С8-46/2, до 60 МГц д...
54116-16
МКГ-АТ1321 Спектрометры
НПУП "Атомтех" ОАО "МНИПИ" (УП "Атомтех"), Беларусь, г.Минск
Спектрометры МКГ-АТ1321 (далее - спектрометры) предназначены для:
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнер...
Счётчики предназначены для измерения и многотарифного коммерческого или технического учета активной и реактивной энергии прямого и обратного направления (в том числе и с учетом потерь) в трехфазных сетях переменного тока при непосредственном подключе...
Default ALL-Pribors Device Photo
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДЭК» ПС «БК-2» ОАО «ДВЗ «Звезда» с Изменением № 1 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизиров...