66910-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная) - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 66910-17
Производитель / заявитель: ООО "Интер РЭК", г.Москва
Скачать
66910-17: Описание типа СИ Скачать 125.7 КБ
66910-17: Методика поверки Скачать 2.3 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 17.11.2024

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.

Смотрите также

66911-17
ALW-N Измерители двухпроводной линии
Фирма "APLISENS S.A.", Польша
Измерители двухпроводной линии ALW-N (далее - измерители) предназначены для измерений стандартного сигнала постоянного тока, формируемого преобразователями различных неэлектрических величин в электрический сигнал.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 110/20 кВ «Яндекс» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ООО «Яндекс ДЦ Владимир»,...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП «Кунерма» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи пол...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Владимир) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ПТК «Железнодорожная нефтеналивная эстакада «Кротовка» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназнач...