65408-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Калугаэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Калугаэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 65408-16
Производитель / заявитель: Филиал "Калугаэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", г.Калуга
Скачать
65408-16: Описание типа СИ Скачать 126.8 КБ
65408-16: Методика поверки МП-077-30007-2016 Скачать 1.7 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Калугаэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 65408-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Калугаэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 2
Производитель / Заявитель

Филиал "Калугаэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", г.Калуга

Поверка

Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

65408-16: Описание типа СИ Скачать 126.8 КБ
65408-16: Методика поверки МП-077-30007-2016 Скачать 1.7 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Описание

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

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т. п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- измерение времени.

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);

- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя:

- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

- трансформаторы напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

- счётчики электроэнергии.

ИВКЭ включают в себя:

- устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С10 и СИКОН С70;

- каналы связи для передачи измерительной информации.

ИВК включает в себя:

- промышленный сервер с установленным программным обеспечением из состава комплекса информационно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» (Рег. №29484-05);

- устройство синхронизации времени УСВ-1 (Рег. №28716-05);

- автоматизированные рабочие места;

- каналообразующую аппаратуру.

Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием ТТ и ТН, измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК, устройства коммуникации и каналы связи образуют измерительные каналы (ИК).

ИВКЭ выполняет следующие функции:

- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;

- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;

- пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН;

- хранение результатов измерений в базе данных;

- передачу результатов измерений в ИВК.

ИВК выполняет следующие функции:

- сбор данных с уровня ИВКЭ;

- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;

- обеспечение возможности визуального просмотра результатов измерений из базы данных;

- формирование XML-файлов с применением средств электронной цифровой подписи.

- передача результатов измерений в программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора, филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Центра - Калужское представительство, другим субъектам ОРЭ.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

- посредством проводных линий связи интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ на уровень ИВКЭ;

- посредствам сотового канала связи стандарта GSM-900 с помощью сотового модема Siemens TC-35 для передачи данных от ИВКЭ в ИВК;

- глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных с уровня ИВК внешним системам.

Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИК приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИК

№ИК

Наименование присоединения

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электроэнергии

Тип, Рег. №УСПД

Тип

К-т тр.

Кл. точн.

Тип

К-т тр.

Кл. точн.

Тип

Кл. точн.

акт.

реакт.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

ПС Вербежичи, ВЛ-35 кВ Вербежичи- Бытошь

ТФЗМ-35Б-1У1, Рег. № 3689-73

100/5

0,5

ЗНОМ-35-65, Рег. № 912-70

35000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04

0,2S

0,5

СИКОН С10, Рег. № 21741-03

2

ПС Ферзиково, ВЛ-110 кВ Шипово-Ферзиково с отп.

ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88

600/5

0,5

НКФ110-83У1, Рег. № 1188-84

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04

0,2S

0,5

СИКОН С10, Рег. № 21741-03

3

ПС Космос, ВЛ-110 кВ Космос-Заокская с отп.

ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88

600/5

0,5

НКФ110-83У1, Рег. № 1188-84

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01

0,2S

0,5

СИКОН С10, Рег. № 21741-03

4

ПС Космос, ВЛ-110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отп.

ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88

600/5

0,5

НКФ110-83У1, Рег. № 1188-84

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01

0,2S

0,5

5

ПС Космос, ВЛ-110 кВ Протон - Космос

ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88

600/5

0,5

НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01

0,2S

0,5

6

ПС Космос, ОВ-110

ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88

600/5

0,5

НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03, НКФ110-83У1, Рег. № 1188-84

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01

0,2S

0,5

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

7

ПС Шепелево, ВЛ-110 кВ Черепеть -Шепелево Северная с отп.

ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88

600/5

0,5

НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01

0,2S

0,5

СИКОН С10, Рег. № 21741-03

8

ПС Шепелево, ВЛ-110 кВ Черепеть -Шепелево Южная с отп.

ТФЗМ-110Б-1У1, Рег. № 2793-88

600/5

0,5

НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01

0,2S

0,5

9

ПС Шепелево, ВЛ-110 кВ Шепелево-Белев 1 с отп.

ТВ-110, Рег. № 29255-05

400/5

0,5S

НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01

0,2S

0,5

10

ПС Шепелево, ВЛ-110 кВ Шепелево-Белев 2 с отп.

ТРГ-110 II*, Рег. № 26813-06

600/5

0,2S

НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04

0,2S

0,5

11

ПС Шепелево,

ОВ-110

ТВ-110, Рег. № 29255-05

600/5

0,5S

НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04

0,2S

0,5

12

ПС Агеево, ВЛ-110 кВ Черепеть - Агеево

ТВ-110, Рег. № 29255-05

600/5

0,5S

НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.01, Рег. № 36697-08

0,5S

1

СИКОН С10, Рег. № 21741-03

13

ПС Агеево, ОВ-110

ТВ-110, Рег. № 29255-05

600/5

0,5S

НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-08

НКФ-110-06, Рег. №37749-08 НКФ110-83У1, Рег. № 1188-84

110000:^3/ 100:^3

0,5

СЭТ-4ТМ.02, мод. СЭТ-4ТМ.02.2, Рег. № 20175-01

0,2S

0,5

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

14

ПС Созвездие, ВЛ-220 кВ Калужская -Созвездие

TG, мод. TG245, Рег. № 30489-09

1000/1

0,2S

CPB 72-800, мод.

СРВ 245, Рег. № 15853-06

220000:^3/ 100:^3

0,2

СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08

0,2S

0,5

СИКОН С70, Рег. № 28822-05

15

ПС Созвездие, ВЛ-220 кВ Созвездие - Метзавод I цепь

TG, мод. TG245, Рег. № 30489-09

2000/1

0,2S

CPB 72-800, мод.

СРВ 245, Рег. № 15853-06

220000:^3/ 100:^3

0,2

СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08

0,2S

0,5

16

ПС Созвездие, ВЛ-110 кВ Созвездие -Мишуково

ТВГ-110, исп.

ТВГ-110-02, Рег. № 22440-02

1000/1

0,2S

НДКМ-110, Рег. № 38002-08

110000:^3/ 100:^3

0,2

СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08

0,2S

0,5

17

ПС Созвездие, ВЛ-220 кВ Созвездие - Метзавод II цепь

TG, мод. TG245N, Рег. № 30489-09

2000/1

0,2S

CPB 72-800, мод.

СРВ 245, Рег. № 15853-06

220000:^3/ 100:^3

0,2

СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08

0,2S

0,5

18

ПС Созвездие, ВЛ-220 кВ Созвездие - Мирная

TG, мод. TG245, Рег. № 30489-09

1000/1

0,2S

CPB 72-800, мод.

СРВ 245, Рег. № 15853-06

220000:^3/ 100:^3

0,2

СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08

0,2S

0,5

АИИС КУЭ включает в себя систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации системного времени УСВ-1. СОЕВ работает следующим образом. ИВК получает шкалу времени от устройства синхронизации времени УСВ-1, входящее в его состав и обеспечивающее прием и обработку сигналов системы GPS в постоянном режиме по протоколу NTP. Далее, шкала времени передается на уровень ИВКЭ. Коррекция времени УСПД осуществляется один раз в 30 минут по условию, если поправка часов УСПД превышает ± 1 с относительно шкалы времени ИВК. УСПД, в свою очередь, при опросе счетчиков осуществляет проверку поправки шкалы времени счетчиков. И, если поправка часов счетчиков превышает 2 с относительно шкалы времени УСПД, УСПД осуществляет синхронизацию шкалы времени счетчиков, но не чаще 1 раза в сутки.

Программное обеспечение

В ИВК используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» из состава «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида» (разработка ЗАО Инженерно-техническая фирма «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»). Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование программного обеспечения

PClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

257e0b27

Идентификационное наименование программного обеспечения

PCurrentValues.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

416e5dc1

Идентификационное наименование программного обеспечения

PFillProfile.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

8e5bc991

Идентификационное наименование программного обеспечения

PFixData.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

2904412d

Идентификационное наименование программного обеспечения

PFixed.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

1d088fed

Продолжение таблицы 2

1

2

Идентификационное наименование программного обеспечения

PProcess.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

db757207

Идентификационное наименование программного обеспечения

PReplace.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

8620b62a

Идентификационное наименование программного обеспечения

PRoundValues.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

6074e843

Идентификационное наименование программного обеспечения

PValuesFromFixed.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

18f4a451

Идентификационное наименование программного обеспечения

SET4TM02.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.3х

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

ecc29802

Идентификационное наименование программного обеспечения

SiconS10.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

_

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

288c03e9

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».

Технические характеристики

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Наименование метрологической характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

18

Доверительные границы допускаемой основной (в нормальных условиях) относительной погрешности ИК с вероятностью Р=0,95 при измерении активной электрической энергии (5Wqa), доверительные границы допускаемой погрешности ИК с вероятностью Р=0,95 при измерении активной (6Wa) и реактивной (6WP) электрической энергии в рабочих условиях применения

приведены в таблицах 4 и 5

Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC, с

±5

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут

30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам

автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных

автоматическое

Глубина хранения результатов измерений в базе данных, лет, не менее

3,5

Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ

автоматическое

Рабочие условия применения измерительных компонентов АИИС КУЭ:

- температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С

от 0 до +40

- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С

от -40 до +40

- частота сети, Гц

от 49,5 до 50,5

- напряжение сети питания, В

от 198 до 242

- индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более

0,05

Допускаемые значения информативных парамет

ров:

- ток, % от 1ном для ИК №9 - 18

от 2 до 120

- ток, % от 1ном для ИК №1 - 8

от 5 до 120

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- коэффициент мощности cos ф для ИК №3 - 9, 12 - 18

0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

- коэффициент мощности cos ф для ИК №1, 2, 10, 11

0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

- коэффициент реактивной мощности, sin ф

0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

Таблица 4 - Доверительные границы допускаемой основной (в нормальных условиях) относительной погрешности ИК с вероятностью Р=0,95 при измерении активной электрической энергии (±5Wqa)

I, % от 1ном

Коэффициент мощности

ИК №1 - 8

ИК №9, 11, 13

ИК №12

ИК №10

ИК №14 -18

±^WoA, %

±^WoA, %

±^WoA, %

±^WoA, %

±^WoA, %

1

2

3

4

5

6

7

2

0,5

_

4,8

4,9

2,1

1,8

2

0,8

_

2,6

2,7

1,3

1,2

2

0,865

_

2,2

2,4

1,3

1,1

2

1

_

1,6

1,9

1,0

0,9

5

0,5

5,4

3,0

3,1

1,7

1,3

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

5

6

7

5

0,8

2,9

1,7

1,9

1,1

0,9

5

0,865

2,5

1,5

1,8

1,0

0,8

5

1

1,8

1,1

1,2

0,8

0,6

20

0,5

2,9

2,2

2,3

1,4

1,0

20

0,8

1,6

1,2

1,4

0,9

0,6

20

0,865

1,4

1,1

1,2

0,8

0,6

20

1

1,1

0,9

1,0

0,7

0,5

100, 120

0,5

2,2

2,2

2,3

1,4

1,0

100, 120

0,8

1,2

1,2

1,4

0,9

0,6

100, 120

0,865

1,1

1,1

1,2

0,8

0,6

100, 120

1

0,9

0,9

1,0

0,7

0,5

Таблица 5 - Доверительные границы допускаемой погрешности ИК с вероятностью Р=0,95 при измерении активной (5WA) и реактивной (5WP) электрической энергии в рабочих условиях применения

I, % от 1ном

Коэффициент мощности

ИК №1 - 8

ИК №9, 11, 13

ИК №12

ИК №10

ИК №14 - 18

±dWA, %

^w', %

±dWA, %

^w', %

±dWA, %

^w', %

±dwA , %

^w', %

±dWA, %

^w', %

2

0,5

_

_

4,8

2,8

5,1

3,7

2,2

2,1

2,0

2,0

2

0,8

_

_

2,6

4,4

3,1

4,9

1,4

2,8

1,4

2,3

2

0,865

_

_

2,3

5,4

2,8

5,6

1,4

3,3

1,3

2,5

2

1

_

_

1,7

_

2,4

_

1,2

_

1,2

_

5

0,5

5,4

2,7

3,0

1,8

3,4

3,4

1,7

1,4

1,4

1,9

5

0,8

2,9

4,5

1,7

2,7

2,4

3,9

1,2

1,9

1,1

2,0

5

0,865

2,6

5,6

1,6

3,3

2,3

4,3

1,1

2,1

1,1

2,1

5

1

1,8

_

1,1

_

1,5

_

0,8

_

0,8

_

20

0,5

3,0

1,6

2,2

1,4

2,7

3,1

1,5

1,1

1,2

1,6

20

0,8

1,7

2,5

1,3

2,0

2,0

3,4

1,0

1,5

1,0

1,7

20

0,865

1,5

3,0

1,2

2,3

1,9

3,6

1,0

1,7

0,9

1,7

20

1

1,1

_

0,9

_

1,4

_

0,7

_

0,7

_

100, 120

0,5

2,2

1,3

2,2

1,3

2,7

3,1

1,5

1,1

1,2

1,6

100, 120

0,8

1,3

1,9

1,3

1,9

2,0

3,4

1,0

1,4

1,0

1,7

100, 120

0,865

1,2

2,3

1,2

2,3

1,9

3,6

1,0

1,6

0,9

1,7

100, 120

1

0,9

_

0,9

_

1,4

_

0,7

_

0,7

_

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра ВЛСТ 691. 00. 000 ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип компонента, шифр документа

Кол-во, шт.

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35Б-1У1

2

Трансформаторы тока

ТВ-110

12

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-110, исп. ТВГ-110-02

3

Трансформаторы тока элегазовые

ТРГ-110 II*

3

Трансформаторы тока

TG, мод. TG245

12

Трансформаторы тока измерительные

ТФЗМ-110Б-1У1

21

Трансформаторы напряжения

CPB 72-800, мод. СРВ 245

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

18

Трансформаторы напряжения емкостные

НДКМ-110

3

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-06

3

Трансформаторы напряжения

НКФ110-83У1

3

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофу нкциональные

СЭТ-4ТМ.02

8

Счетчики электрической энергии многофу нкциональные

СЭТ-4ТМ.03

4

Счетчики электрической энергии многофу нкциональные

СЭТ-4ТМ.03М

6

Сервер ИВК

_

1

Контроллер

СИКОН С10

5

Контроллер

СИКОН С70

1

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-1

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго»

ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Формуляр

ВЛСТ 691. 00. 000 ФО

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья».

Методика поверки

МП-077-30007-2016

1

Поверка

осуществляется по документу МП-077-30007-2016 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 28 июля 2016 г.

Основные средства поверки:

- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИГЛШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с документом ИГЛШ.411152.124 РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с документом ИГЛШ.411152.145 РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- контроллер СИКОН С10 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180. 00. 000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2003 г.

- устройство синхронизации времени УСВ-1 в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в декабре 2004 г.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых АИИС КУЭ с требуемой точностью

Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

изложены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Калугаэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Свидетельство об аттестации методики измерений №290-01.00249-2016 от «21» июля 2016 г.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительно-управляющая технологическим процессом установки № 16 ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» (далее - ИС) предназначена для измерений параметров технологического процесса в реальном масштабе времени (температуры, давления, перепад...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом транспортировки и вдувания пылеугольного топлива в доменную печь № 2 доменного цеха АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИУС), предназначена для измерения процентной концентрац...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом транспортировки и вдувания пылеугольного топлива в доменную печь № 1 доменного цеха АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИУС), предназначена для измерения процентной концентрац...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом транспортировки и вдувания пылеугольного топлива в доменную печь № 3 доменного цеха АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИУС), предназначена для измерения процентной концентрац...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Новгородский бекон» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной о...