Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "МАРЭМ+" на объектах ООО "КраМЗ-ТЕЛЕКОМ"
Номер в ГРСИ РФ: | 65414-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МАРЭМ+» на объектах ООО «КраМЗ- ТЕЛЕКОМ» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 65414-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "МАРЭМ+" на объектах ООО "КраМЗ-ТЕЛЕКОМ" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
Поверка
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
65414-16: Описание типа СИ | Скачать | 111.1 КБ | |
65414-16: Методика поверки 078-30007-2016-МП | Скачать | 4.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МАРЭМ+» на объектах ООО «КраМЗ - ТЕЛЕКОМ» 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, данным о состоянии средств измерений со стороны серверов 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;
- трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ИВКЭ включают в себя:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД). В качестве УСПД используется устройство сбора и передачи данных RTU-325 (Госреестр № 37288-08);
- GPS-приемник.
ИВК включает в себя:
- автоматизированное рабочее место (АРМ),
- сервер сбора данных баз данных, выполненный на основе промышленного компьютера и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10),
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (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 электронного 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 (0,02 с) 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.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- 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;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
В ИВК осуществляется:
- сбор данных с уровня ИВКЭ;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передачу результатов измерений в виде XML в формате 80020 с электронной
цифровой подписью через АРМ ООО «МАРЭМ+».
В составе АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ функционирует следующим образом. УСПД осуществляет прием и обработку сигналов системы GPS и осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой UTC. УСПД передает собственную шкалу времени на уровень ИИК ТИ. При каждом опросе счетчика УСПД вычисляет поправку времени часов счетчика. И если поправка превышает величину ±2 c, УСПД формирует команду на синхронизацию счетчика.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
1. Каналы связи между ИИК и ИВКЭ.
Данные со счетчиков электроэнергии по интерфейсу RS-485 (среда - медная экранированная «витая пара») поступают через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet в УСПД RTU-325.
2. Каналы связи между ИВКЭ и ИВК.
Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются на уровень ИВК в режимах автоматической передачи данных или выполнения запроса «по требованию».
Связь между ИВКЭ и ИВК организована по двум каналам связи, разделенным на физическом уровне:
- в качестве основного канала связи используется сеть Интернет с использованием волоконно оптической линии связи (ВОЛС),
- в качестве резервного канала связи используется сотовая связь.
Передача информации другим субъектам оптового рынка электроэнергии осуществляется с уровня ИВК.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Перечень измерительных каналов и измерительных компонентов (средств измерений) в составе ИИК ТИ приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ
№ ИК |
Наименование ИК |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
Счетчики | ||||||||
Тип |
№ ГРСИ |
К. тр. |
Кл. т. |
Тип |
№ ГРСИ |
К. тр. |
Кл. т. |
Тип, модификация |
№ ГРСИ |
Кл. т. акт./реакт. | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
1 |
РП-4, РУ-10 кВ яч.420 |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
200/5 |
0,5 |
НТМИ-10- 66 |
831-69 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
2 |
РП-4, РУ-10 кВ яч.401 |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
200/5 |
0,5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
55024-13 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
3 |
РП-4, РУ-10 кВ яч.406 |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
200/5 |
0,5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
55024-13 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
4 |
РП-4, РУ-10 кВ яч.407 |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
200/5 |
0,5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
55024-13 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
5 |
РП-4Б, РУ-10 кВ яч.423 |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
200/5 |
0,5 |
НТМИ-10- 66 |
831-69 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
6 |
РП-4Б, РУ-10 кВ яч.408 |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
200/5 |
0,5 |
НТМИ-10- 66 |
831-69 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
7 |
РП-9, РУ-10 кВ яч.926 |
ТПЛ-10-М |
22192-03 |
100/5 |
0,5 |
НТМИ-10- 66 |
831-69 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
8 |
ГПП-7 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 1 яч.747 |
ТПЛ-10-М |
22192-03 |
1000/5 |
0,5S |
НТМИ-10- 66 |
831-69 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
9 |
ГПП-7 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 2 яч.748 |
ТПЛ-10-М |
22192-03 |
1000/5 |
0,5S |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
55024-13 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
10 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 1 яч.107 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
1500/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,5S/1 |
11 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 2 яч.206 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
1500/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,5S/1 |
12 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 1 яч.106 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
1000/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,5S/1 |
13 |
Г ПИ-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 2 яч.207 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
1000/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,5S/1 |
14 |
Г ПИ-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 1 яч.112 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
800/5 |
0,5S |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RAL- P4GB-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
15 |
Г ПП1-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 2 яч.212 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
800/5 |
0,5S |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4GВ-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
16 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 3 яч.316 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
200/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,5S/1 |
17 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 3 яч.312 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
1500/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,5S/1 |
18 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 4 яч.414 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
1500/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,5S/1 |
19 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 4 яч.416 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
150/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,5S/1 |
20 |
РП-2Б, РУ-10 кВ яч.7 |
ТПЛ-10-М |
22192-03 |
100/5 |
0,5 |
НТМИ-10 |
831-69 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
21 |
РП-2Б, РУ-10 кВ яч.19 |
ТПЛ-10-М |
22192-03 |
100/5 |
0,5 |
НТМИ-10 |
831-69 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1805RL- P4G-DW-3 |
31857-11 |
0,5S/1 |
22 |
ГПП-7 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 1 яч.3 |
ТПШЛ-10 |
1423-60 |
3000/5 |
0,5 |
НТМИ-10- 66 |
831-69 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-4 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
23 |
ГПП-7 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 3 яч.11 |
ТПШЛ-10 |
1423-60 |
3000/5 |
0,5 |
НТМИ-10- 66 |
831-69 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-4 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
24 |
ГПП-7 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 2 яч.26 |
ТПШЛ-10 |
1423-60 |
3000/5 |
0,5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
55024-13 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-4 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
25 |
ГПП-7 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 4 яч.35 |
ТПШЛ-10 |
1423-60 |
3000/5 |
0,5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
55024-13 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-4 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
26 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ камера вводов сш 3-5 |
ТШЛП-10 |
19198-00 |
1500/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-4 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
27 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ камера вводов сш 1-7 |
ТШЛП-10 |
19198-00 |
1000/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-4 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
28 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ камера вводов сш 4-6 |
ТШЛП-10 |
19198-00 |
1500/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-4 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
29 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ камера вводов сш 2-8 |
ТШЛП-10 |
19198-00 |
1000/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-4 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
30 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 5 яч.519 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
150/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
31 |
ГПП-8 220/10 кВ, РУ-10 кВ сш 2 яч.216 |
ТПЛК-10 |
2306-07 |
150/5 |
0,5 |
ЗНОЛ |
3344-04 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
32 |
РТП-27, ЗРУ-10 кВ яч.9 |
ТПОЛ-10 |
1261-08 |
800/5 |
0,5 |
НТМИ-10 |
831-69 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
33 |
РТП-27, ЗРУ-10 кВ яч.13 |
ТПОЛ-10 |
1261-08 |
800/5 |
0,5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
55024-13 |
10000/100 |
0,5 |
A1800, A1802RL- P4G-DW-3 |
31857-06 |
0,2S/0,5 |
Программное обеспечение
Программное обеспечение АИИС КУЭ «АльфаЦЕНТР» выполняет следующие функции:
- осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электрической энергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии на сервере ИВК;
- осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и журналов событий на АРМ.
Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного
обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ac_metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
12.1 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики
Характеристика |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
33 |
Границы допускаемой относительной основной погрешности измерений активной электрической энергии (SWoA), при доверительной вероятности Р=0,951 |
приведены в таблице 4 |
Г раницы допускаемой относительной погрешности измерений активной (6WA) и реактивной (6WP) электрической энергии, при доверительной вероятности Р=0,951 в рабочих условиях применения |
приведены в таблице 4 |
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, 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 |
Г лубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет |
3,5 |
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ |
автоматическое |
Рабочие условия применения 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 |
1 Рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
напряжение сети питания, В |
от 198 до 242 |
индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более |
0,05 |
Допускаемые значения информативных параметров: | |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
коэффициент мощности cos ф |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
коэффициент реактивной мощности, sin ф |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
Таблица 4 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (±6WoA) электрической энергии, границы допускаемой погрешности ИК при измерении активной (±5wA) и реактивной (±6wp) электрической энергии в рабочих условиях применения
I, % от 1ном |
cos ф |
ИК № с 1 по 9, 20, 21 |
ИК № с 10 по 13, с 16 по 19 |
ИК № с 22 по 33 |
ИК № 14, 15 | ||||||||
&шА, % |
6wA, % |
6wp, % |
(>\\о'А % |
6wA, % |
6wp % |
йоА % |
6wA, % |
6wp, % |
(>\\о'А % |
6wA, % |
6wp, % | ||
2 |
0,5 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
4,9 |
5,1 |
3,7 |
2 |
0,8 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
2,7 |
3,1 |
4,9 |
2 |
0,865 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
2,4 |
2,8 |
5,6 |
2 |
1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1,9 |
2,4 |
- |
5 |
0,5 |
5,5 |
5,7 |
3,4 |
5,5 |
5,7 |
4,0 |
5,4 |
5,4 |
3,1 |
3,1 |
3,4 |
3,4 |
5 |
0,8 |
3,0 |
3,4 |
5,1 |
3,0 |
3,4 |
5,3 |
2,9 |
2,9 |
4,7 |
1,9 |
2,4 |
3,9 |
5 |
0,865 |
2,7 |
3,1 |
6,1 |
2,7 |
3,1 |
6,2 |
2,5 |
2,6 |
5,7 |
1,8 |
2,3 |
4,3 |
5 |
1 |
1,8 |
2,1 |
- |
1,8 |
2,1 |
- |
1,8 |
1,8 |
- |
1,2 |
1,5 |
- |
20 |
0,5 |
3,0 |
3,3 |
2,2 |
3,0 |
3,3 |
3,2 |
2,9 |
3,0 |
2,1 |
2,3 |
2,7 |
3,1 |
20 |
0,8 |
1,7 |
2,2 |
2,9 |
1,7 |
2,2 |
3,7 |
1,6 |
1,7 |
2,8 |
1,4 |
2,0 |
3,4 |
20 |
0,865 |
1,5 |
2,1 |
3,4 |
1,5 |
2,1 |
4,1 |
1,4 |
1,5 |
3,3 |
1,2 |
1,9 |
3,6 |
20 |
1 |
1,2 |
1,5 |
- |
1,2 |
1,5 |
- |
1,1 |
1,1 |
- |
1,0 |
1,4 |
- |
100, 120 |
0,5 |
2,3 |
2,7 |
2,0 |
2,3 |
2,7 |
3,1 |
2,2 |
2,3 |
1,9 |
2,3 |
2,7 |
3,1 |
100, 120 |
0,8 |
1,4 |
2,0 |
2,4 |
1,4 |
2,0 |
3,4 |
1,2 |
1,4 |
2,4 |
1,4 |
2,0 |
3,4 |
100, 120 |
0,865 |
1,2 |
1,9 |
2,7 |
1,2 |
1,9 |
3,6 |
1,1 |
1,2 |
2,7 |
1,2 |
1,9 |
3,6 |
100, 120 |
1 |
1,0 |
1,4 |
- |
1,0 |
1,4 |
- |
0,9 |
0,9 |
- |
1,0 |
1,4 |
- |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МАРЭМ+» на объектах ООО «КраМЗ-ТЕЛЕКОМ».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип, обозначение |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 |
12 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТПЛК-10 |
20 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
10 |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТШЛП-10 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ |
15 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
12 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
6 |
Счетчики |
A1800 |
33 |
УСПД |
RTU-325 |
1 |
ИВК |
АльфаЦЕНТР |
1 |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МАРЭМ+» на объектах ООО «КраМЗ-ТЕЛЕКОМ» Формуляр |
86619795.422231.177.ФО |
1 |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МАРЭМ+» на объектах ООО «КраМЗ-ТЕЛЕКОМ». Методика поверки |
078-30007-2016-МП |
1 |
Поверка
осуществляется по документу 078-30007-2016-МП «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МАРЭМ+» на объектах ООО «КраМЗ-ТЕЛЕКОМ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 29.07.2016 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 Альфа А1800 по методике поверки ДЯИМ.411152.018МП;
- устройства сбора и передачи данных RTU-325 по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП;
- комплекса измерительно-вычислительного АльфаЦЕНТР по методике поверки ДЯИМ.466.453.007МП.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «МАРЭМ+» на объектах ООО «КраМЗ-ТЕЛЕКОМ». Свидетельство об аттестации методики измерений № 291-01.00249-2016 от «25» июля 2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.