Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НижегородЭнергоТрейд" (г. Туймазы)
Номер в ГРСИ РФ: | 64782-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Региональная энергетическая компания" (РЭК), г.Нижний Новгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 64782-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НижегородЭнергоТрейд" (г. Туймазы) |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 464 |
Производитель / Заявитель
ООО "Региональная энергетическая компания" (РЭК), г.Нижний Новгород
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
64782-16: Описание типа СИ | Скачать | 110.2 КБ | |
64782-16: Методика поверки МП 206.1-007-2016 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы) (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 измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52322-2005 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, 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-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее УСВ-2) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации 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 ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК «Пирамида». Коррекция часов ИВК «Пирамида» проводится вне зависимости от наличия расхождения часов ИВК «Пирамида» и времени УСВ-2, пределы
допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов ИВК «Пирамида» и времени УСВ-2 не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК «Пирамида» с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится вне зависимости от наличия расхождения часов счетчика и ИВК «Пирамида». Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журналые событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы) используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0 от 23.06.2014, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационные наименования модулей ПО |
CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», зарегистрированы в Госреестре СИ РФ (Рег. № 21906-11).
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.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Порядковый номер |
Наименование объекта и номер ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПС-695 «Агир» 35/6 кВ | ||||||||
1 |
ПС-695 «Агир» 35/6 кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, яч. 1, ф. 695-01 ИК №1.1 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21У2 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 07831-08; Зав. № 08497-08 |
НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0286 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0302071129 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ | ||||||||
2 |
ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, яч. 21, ф 30-13 ИК №1.2 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 86503; Зав. № 93476 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1286 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0302071143 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
3 |
ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ, 3 сек.ш. 10 кВ, яч. 35, ф 30-35 ИК №1.3 |
ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 50723; Зав. № 46370 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 482 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0302072037 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,3 ±5,2 |
4 |
ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ, 4 сек.ш. 10 кВ, яч. 42, ф 30-42 ИК №1.4 |
ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 3369; Зав. № 45703 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 189489 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0302071219 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
РП-5 10 кВ | ||||||||
5 |
РП-5, РУ-10 кВ, I сек.ш. 10 кВ, яч. 5, ф. 5-5 ИК №1.5 |
ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 7753; Зав. № 1697 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 2215 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108076336 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
ТП-2 10/6/0,4 кВ | ||||||||
6 |
ТП-2 10/6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 4 СШ 0,4 кВ, яч. 20, А46 ИК №1.6 |
- |
- |
Меркурий 230 ART-02 PQRSIN Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 26901735 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,4 |
±2,9 ±5,5 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТП-4 10/6/0,4 кВ | ||||||||
7 |
ТП-4 10/6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 3 СШ 0,4 кВ, яч. 14, А44 ИК №1.7 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 146472; Зав. № 196253; Зав. № 146473 |
- |
Меркурий 233 ART-03 KR Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 15630003 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,1 ±5,4 |
ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ | ||||||||
8 |
ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ, 3 сек.ш. 10 кВ, яч. 53, ф. 30-53 ИК №2.1 |
ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 8869; ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 08873 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 482 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0604112145 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±3,3 ±5,7 |
9 |
ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ, 4 сек.ш. 10 кВ, яч. 54, ф. 30-54 ИК №2.2 |
ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 42322; Зав. № 41927 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 189489 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0604112169 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
ПС-695 «Агир» 35/6 кВ | ||||||||
10 |
ПС-695 «Агир» 35/6 кВ, 2 сек.ш. 6 кВ, яч. 18, ф. 695-18 ИК №3.1 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21У2 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 13985; Зав. № 13849 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 161 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611100415 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ЗТП-6686П 6/0,4 кВ | ||||||||
11 |
ЗТП-6686П 6/0,4 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 10 ИК №3.2 |
ТОЛ-10-1-2У2 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 36385; Зав. № 36377 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2033 |
ПСЧ-4ТМ.05.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0302085249 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
12 |
ЗТП-6686П 6/0,4 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 11 ИК №3.3 |
ТОЛ-10-1-2У2 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 36405; Зав. № 36384 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2033 |
ПСЧ-4ТМ.05.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0302085480 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
ТП-6227 6/0,4 кВ | ||||||||
13 |
ТП-6227 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ-0,4 кВ, Л-2 ИК №3.4 |
- |
- |
Меркурий 230 ART-02 PQRSIN Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 26901849 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,4 |
±3,2 ±6,4 |
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: напряжение (0,98-1,02) Uhom; ток (1,0-1,2) 1ном,
частота - (50+0,15) Гц; cos9 =0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) 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.
б) для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9-1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота -(50+0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии Меркурий 230 Art-02 PQRSIN от минус 40 до плюс 70 °C;
- для счётчиков электроэнергии Меркурий 233 ART-03 KR от минус 40 до плюс 70 °C;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.О5М от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.О5.О1 от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05, СЭТ-4ТМ.03.01, Меркурий 233 ART-03 KR, ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05.01 не более 0,5 мТл;
- магнитная индукция внешнего происхождения для счётчиков электроэнергии Меркурий 230 ART-02 PQRSIN не более 2,0 мТл;
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2, 3, 4, 5, 8, 9, 10, 11, 12, 13 от 0 до плюс 30 °C; для ИК № 6, 7 от плюс 15 до плюс 30 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее
Т =90000 ч, среднее время восстановления работоспособности te =2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее
Т =90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;
- электросчётчик Меркурий 230 Art-02 PQRSIN - среднее время наработки на
отказ не менее Т =150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;
- электросчётчик Меркурий 233 ART-03 KR- среднее время наработки на отказ не
менее Т =150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее
Т =140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05.01 - среднее время наработки на отказ не менее
Т =90000 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;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 74500 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- коммуникационный контроллер SDM-TC65 - среднее время наработки на отказ
не менее Т = 70000 ч.
- Коммуникатор GSM C-1.02 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - 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 «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-21У2 |
32139-06 |
4 |
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
1856-63 |
2 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10У3 |
1276-59 |
9 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
52667-13 |
3 |
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
1 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2У2 |
15128-07 |
4 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-1 УХЛ2 |
16687-02 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
831-53 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10У2 |
11094-87 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
16687-07 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
831-69 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05 |
27779-04 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
27524-04 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 230 Art-02 pqrsin |
23345-07 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 233 ART-03 KR |
34196-10 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05.01 |
27779-04 |
2 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Коммуникационный контроллер |
SDM-TC65 |
- |
3 |
Коммуникатор |
GSM C-1.02 |
- |
4 |
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-007-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2016 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 без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2005 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков Меркурий 230 Art-02 PQRSIN - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;
- счётчиков Меркурий 233 ART-03 KR - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.030 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 17 августа 2010 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу «Счетчики электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05.01 - по документу «Счетчики электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2005 г.;
- УСВ-2 - ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г;
- 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 минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
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 электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.