Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "БГК" с Изменением № 1
Номер в ГРСИ РФ: | 52559-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "БГК", г.Уфа |
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 | 17.11.2024 |
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.