Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске
Номер в ГРСИ РФ: | 68165-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "Объединенная теплоэнергетическая компания", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 68165-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 26.07.2022 |
Производитель / Заявитель
Филиал АО "Объединенная Теплоэнергетическая Компания" в г.Краснокаменске, г.Москва
Поверка
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
68165-17: Описание типа СИ | Скачать | 113 КБ | |
68165-17: Методика поверки МП 206.1-124-2017 | Скачать | 780.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске (далее - 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 (далее - 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 (далее - счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С50 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, 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, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-2 не более ±1 с. УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени
сервера БД более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени сервера БД не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
В качестве резервного эталонного источника календарного времени используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале 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 используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, 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 |
Metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
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
Номер ИК |
Наименование 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 |
1.1 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-102 |
ТВ-110-IX Кл. т. 0,5S 600/5 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
1.2 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-101 |
ТВ-110-IX Кл. т. 0,5S 600/5 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
1.3 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-27 |
ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 800/5 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
1.4 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-26 |
ТФНД-110М Кл. т. 0,5 800/5 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1.5 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-107 |
ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 600/5 ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
1.6 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-109 |
ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 600/5 ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
1.7 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-115 |
ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
1.8 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-116 |
ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1.9 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-118 |
ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 100/5 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
1.10 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-120 |
ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 100/5 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
11 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ОВ-1 110 кВ (ОМВ) |
ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
12 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ОВ-2 110 кВ (ШОВ) |
ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
1 |
Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-1 |
ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5 |
ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
2 |
Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-2 |
ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5 |
ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
3 |
Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-4 |
ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5 |
ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
4 |
Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-5 |
ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5 |
ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
5 |
Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-6 |
ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 10000/5 |
ЗНОЛ-06 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
6 |
Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-7 |
ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 10000/5 |
ЗНОЛ-06 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
2.1 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2СШ, яч. 126, ВЛ-110 кВ «ПС Забайкальск -Краснокаменская ТЭЦ» |
ТОГФ-110 Кл. т. 0,5 600/5 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
2.2 |
Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1СШ, яч. 123, ВЛ-110-39 «Краснокаменская ТЭЦ - Абагайтуй» |
ТФМ-110 Кл. т. 0,5 400/5 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1.1, 1.2, 1.3, 1.4, 1.5, 1.6, 1.7, 1.8, 1.9, 1.10, 11, 12, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 2.1, 2.2 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД и УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
20 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 100- до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C |
от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °C |
от -40 до +65 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C |
от +10 до +60 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчика СЭТ-4ТМ.03М |
140000 |
для счетчика СЭТ-4ТМ.02М.02 |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД СИКОН С50 |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Рег. № |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТВ-110-IX |
64181-16 |
6 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110 Б-1У1 |
2793-88 |
11 |
Трансформатор тока |
ТФНД-110М |
2793-71 |
19 |
Трансформатор тока |
ТШЛ-20 |
21255-08 |
18 |
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 |
44640-10 |
3 |
Трансформатор тока |
ТФМ-110 |
16023-97 |
3 |
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57У1 |
14205-94 |
21 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-03 |
6 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-15-63 У2 |
1593-05 |
12 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-06 |
3344-72 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-08 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
18 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.02М.02 |
36697-12 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С50 |
28523-05 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
- |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-124-2017 |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
77148049.422222.130-ПС |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-124-2017 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03.07.2017 г.
Основные средства 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- 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 СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.02, СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД СИКОН С50 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному 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;
- 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
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