Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах г.Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Горячий Ключ)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55500-13
Производитель / заявитель: ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах г.Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Горячий Ключ) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55500-13: Описание типа СИ Скачать 117.9 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55500-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах г.Горячий Ключ
Модель (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Горячий Ключ)
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 55500-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1323 п. 30 от 11.11.2013
Производитель / Заявитель

ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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-й    уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 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-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 01602, Зав.№ 01577) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 1023, Зав.№ 1577) и программное обеспечение (далее - ПО).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Г орячий Ключ» и ЦСОД ОАО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1053), 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».

ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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

Первичные токи и напряжения преобразуются 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

Лист № 2 Всего листов 10

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-5 и №7 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-5 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01602), для ИК № 7 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01577), 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 по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Г оря-чий Ключ», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).

Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Ход часов УСВ-1 не более ±0,5 с. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем УСВ-1, сличение ежеминутное. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 6, 8-10) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 6, 8-10) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

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

Всего листов 10

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Г орячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Г орячий Ключ») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК 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 - М

етрологические значимые модули ПО

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21

9065d63da9491

14dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb

17c83f7b0f6d4a

132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b

156a0fdc27e1ca

480ac

MD5

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

Metrology.dll

3

52e28d7b60879

9bb3ccea41b54

8d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737

261328cd77805

bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e

66494521f63d0

0b0d9f

MD5

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf

4055bb2a4d3fe

1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3

fd3215049af1fd

979f

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, 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 1-го, 2-го и 3-го уровня измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня ИК АИИС КУЭ ОАО «Независимая энерго

сбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ») и их основные метрологические характеристики_

Но

мер

ИК

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наимено

вание

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические

характеристики

ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

(ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС «Горячий Ключ»

1

24

ГК-3

ТПЛ-10-М-1 Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 5669 Зав. № 5637

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1130

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0120072423

СИКОН

С70

Зав.

№01602

Актив

ная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,4

±6,7

2

7

ГК-5

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 23312 Зав. № 27773

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1130

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110051050

Актив

ная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,3

±6,7

3

25

ГК-7

ТОЛ-10-1-2У2 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 50652 Зав. № 50873

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1130

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0111051095

Актив

ная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,3

±6,7

4

26

ГК-9

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 37412 Зав. № 38743

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1130

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110052072

Актив

ная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,3

±6,7

5

27

ГК-11

ТОЛ-СЭЩ-10-01 У2 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 32372-10 Зав. № 32373-10

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1130

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062003

Актив

ная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,3

±6,7

КРУН-6 кВ «Военсовхоз»

6

9

Ф-523

ТОЛ 10-1-24 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 2100 Зав. № 2075

НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1317

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109068049

HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P7 1WV

Актив

ная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,3

±6,7

ПС «Арбузы»

7

8

Ф-43

ТПЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 30/5 Зав. № 0821 Зав. № 0549

ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 10832 Зав. № 10747 Зав. № 8664

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108064164

СИКОН

С70

Зав.

№01577

Актив

ная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,3

±6,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

8

21

ТП-425

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 8117240 Зав. № 8117788 Зав. № 8117789

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0101073322

HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P7 1WV

Актив

ная

Реак

тивная

±1,0

±2,1

±3,3

±6,6

9

22

ТП-428

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 8117786 Зав. № 8117785 Зав. № 8116559

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110061047

Актив

ная

Реак

тивная

±1,0

±2,1

±3,3

±6,6

10

20

ТП-426

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 8117781 Зав. № 8117782 Зав. № 8117787

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0101073210

Актив

ная

Реак

тивная

±1,0

±2,1

±3,3

±6,6

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    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;

-    температура окружающей среды: (20±5) °С.

5    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Ин1; диапазон силы первичного тока (0,02(0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,6 -0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 60°С;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа

6    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0°С до + 35°С.

Лист № 7 Всего листов 10

7    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена контроллеров СИКОН С70 и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    контроллер сетевой индустриальный «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров СИКОН С70 с помощью источника 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 контроллера СИКОН С70:

•    параметрирования;

•    пропадания напряжения;

•    коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;

•    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

•    электросчётчика;

•    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

•    испытательной коробки;

•    контроллера СИКОН С70;

•    сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, па-раметрировании:

•    электросчетчика;

•    контроллера СИКОН С70;

•    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    контроллерах СИКОН С70 (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;

-    контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ») типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

22192-07

2

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2363-68

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-1

15128-07

2

Трансформаторы тока шинные

ТШП-0,66

15173-06

9

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

2

Трансформаторы тока

ТОЛ 10-1

15128-03

2

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

18178-99

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

1

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06

3344-04

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

10

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

3

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55500-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

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

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу методика поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

-    контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН 70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    устройства синхронизации системного времени УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004г.;

-    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.

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Горячий Ключ (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Горячий Ключ»)», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

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.

Лист № 10 Всего листов 10

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

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
5550-76
НОЛ.12-0,69.ОМ3; НОЛ.12-6.ОМ3; НОЛ.12-10.ОМ3; НОЛ.12-0,38.ОМ3 Трансформаторы напряжения
Свердловский завод трансформаторов тока, г.Екатеринбург
Разрешена установочная серия до 01.07.1981