Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная)
Номер в ГРСИ РФ: | 66910-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Интер РЭК", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 66910-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная) |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 002 |
Производитель / Заявитель
ООО "Интер РЭК", г.Москва
Поверка
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
66910-17: Описание типа СИ | Скачать | 125.7 КБ | |
66910-17: Методика поверки | Скачать | 2.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной электрической энергии (счётчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-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 устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 (регистрационный № 28822-05) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени
УСВ-2 (регистрационный № 41681-10), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Измерительная информация из УСПД по основному каналу связи с помощью SHDSL-модемов поступает на сервер. При отказе основного канала связи измерительная информация из УСПД поступает на контроллер СИКОН ТС65, и далее резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM, на сервер. На сервере осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов, отображение информации на АРМ.
Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) в филиал АО «СО ЕЭС» Приморское РДУ и ОДУ Востока, а также в другие смежные субъекты ОРЭ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится независимо от наличия расхождения. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится независимо от наличия расхождения.
Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±3 с. Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, УСПД и сервера отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, а также с помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeakage. Ju |
Cal-cLosses.d ll |
Metrol-ogy.dll |
Parse- Bin.dll |
Par-seIEC.dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePi-ramida.dll |
Synchro NSI.dll |
VerifyTi me.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 3.0 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 |
b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f |
d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 |
48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 |
ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Измерительные компоненты |
Метрологические характеристики ИК* | |||||||
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Вид электроэнергии |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 1с - 10 кВ, яч. 105 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 20011-10 Зав. № 20070-10 Зав. № 19935-10 Рег. № 32139-06 |
НАЛИ-СЭЩ-10 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805101272 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 06511 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 5,7 |
2 |
мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 1с - 10 кВ, яч. 104 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 19689-10 Зав. № 19661-10 Зав. № 19662-10 Рег. № 32139-06 |
Зав. № 00841-12 Рег. № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805100090 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
3 |
мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 2с - 10 кВ, яч. 204 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 20936-10 Зав. № 20926-10 Зав. № 20935-10 Рег. № 32139-06 |
НАЛИ-СЭЩ-10 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 00839-12 Рег. № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803102688 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 06511 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 5,7 |
4 |
мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 2с - 10 кВ, яч. 208 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 19925-10 Зав. № 19798-10 Зав. № 19947-10 Рег. № 32139-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805100008 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 5,7 | ||
5 |
мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 2с - 10 кВ, яч. 209 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 19587-10 Зав. № 19711-10 Зав. № 19976-10 Рег. № 32139-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803103556 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 5,7 | ||
6 |
мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 3с - 10 кВ, яч. 310 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 20117-10 Зав. № 20284-10 Зав. № 20074-10 Рег. № 32139-06 |
НАЛИ-СЭЩ-10 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 00850-12 Рег. № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803103500 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 06512 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
7 |
мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 3с - 10 кВ, яч. 309 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 19874-10 Зав. № 19905-10 Зав. № 19910-10 Рег. № 32139-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803103480 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 5,7 | ||
8 |
мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 3с - 10 кВ, яч. 307 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 20786-10 Зав. № 20306-10 Зав. № 20329-10 Рег. № 32139-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803103546 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 5,7 | ||
9 |
мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 4с - 10 кВ, яч. 409 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 20464-10 Зав. № 20704-10 Зав. № 20285-10 Рег. № 32139-06 |
НАЛИ-СЭЩ-10 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 00840-12 Рег. № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804102419 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 06512 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 5,7 |
10 |
мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 4с - 10 кВ, яч. 410 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 19945-10 Зав. № 19904-10 Зав. № 19903-10 Рег. № 32139-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805101327 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
11 |
мини-ТЭЦ Центральная 35/10 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1с - 35 кВ, яч. 9 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Ктт=1000/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 00578-10 Зав. № 00575-10 Зав. № 00577-10 Рег. № 40086-08 |
ЗНОЛ-СЭЩ-35 Ктн 35000/\3/100/\3 Кл.т. 0,5 Зав. № 00149-10 Зав. № 00148-10 Зав. № 00147-10 Рег. № 40085-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808102331 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,8 | |
12 |
мини-ТЭЦ Центральная 35/10 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1с - 35 кВ, яч. 7 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 00613-10 Зав. № 00584-10 Зав. № 00611-10 Рег. № 40086-08 |
ЗНОЛ-СЭЩ-35 Ктн=35000/\3/100/\3 Кл.т. 0,5 Зав. № 00149-10 Зав. № 00148-10 Зав. № 00147-10 Рег. № 40085-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808101440 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 06512 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,8 |
13 |
мини-ТЭЦ Центральная 35/10 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2с - 35 кВ, яч. 8 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 00583-10 Зав. № 00579-10 Зав. № 00595-10 Рег. № 40086-08 |
ЗНОЛ-СЭЩ-35 Ктн=35000/\3/100/\3 Кл.т. 0,5 Зав. № 00152-10 Зав. № 00151-10 Зав. № 00150-10 Рег. № 40085-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808102020 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,8 | |
14 |
мини-ТЭЦ Центральная 35/10 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2с - 35 кВ, яч. 10 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Ктт=1000/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 00569-10 Зав. № 00568-10 Зав. № 00582-10 Рег. № 40086-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808141739 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,8 |
* Примечания
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
3 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
- параметры сети: напряжение (0,95-1,05)-Uн; сила тока (1,0-1,2)-1н; cosф=0,9инд.
(sin ф=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)-Uн1; диапазон силы первичного тока (0,01-1,2)^Iн1; коэффициент мощности cosф (sinф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счётчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)-Uн2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)^Iн2; диапазон коэффициента мощности cosф (sinф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2 % от 1ном cosф=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.
6 Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ-2 на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7 Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты АИИС КУЭ, утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ).
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-08) - среднее время наработки
на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - среднее время наработки
на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- контроллер СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=208051 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счётчике.
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счётчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счётчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счётчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счётчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тип компонента |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
30 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-35 |
12 шт. |
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы |
НАЛИ-СЭЩ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-35 |
6 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
14 шт. |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
2 шт. |
У стройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
Сервер |
HP Proliant DL360R07 |
1 шт. |
Методика поверки |
- |
1 экз. |
Паспорт-формуляр |
ВЛСТ.854.05.000.ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 66910-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 13.01.2017 г.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный №с 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;
- контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001 И1 «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов
напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный № 27008-04);
- 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 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.