Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод ЖБК-1"
| Номер в ГРСИ РФ: | 69084-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод ЖБК-1» (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 | 69084-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод ЖБК-1" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 463 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 69084-17: Описание типа СИ | Скачать | 114.4 КБ | |
| 69084-17: Методика поверки МП 206.1-251-2017 | Скачать | 9.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод ЖБК-1» (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 (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 по ГОСТ 30207-94, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ОАО «Завод ЖБК-1», включающий в себя устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ-3), сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
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 двух 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 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. ИВК АИИС КУЭ в автоматическом режиме, с использованием ЭП, формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам.АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-3 не более ±1 с. УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ-3 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 15.07.05, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.07.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
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 объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСВ |
Основная погрешность, % |
Погреш ность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110/6 кВ «Витаминный Комбинат», ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 1.14 |
ТОЛ-СЭЩ 10-21 Кл. т. 0,2S 800/5 |
НОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
УСВ-3 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,1 |
|
2 |
ПС 110/6 кВ «Витаминный Комбинат», ЗРУ-6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч. 3.12 |
ТОЛ-СЭЩ 10-21 Кл. т. 0,2S 800/5 |
НОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,1 | |
|
3 |
РП-6 6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч. 17 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМК-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
ТП №325 6/0,4кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.3 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 600/5 |
ЗНОЛ.06-6 УЗ Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 |
УСВ-3 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,7 |
|
5 |
ТП №325 6/0,4кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.5 |
ТПЛ-10 УЗ Кл. т. 0,5 300/5 |
ЗНОЛ.06-6 УЗ Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 | |
|
6 |
ТП №325 6/0,4кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.8 |
ТПЛ-10 УЗ Кл. т. 0,5 200/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 М1Т Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 | |
|
7 |
ТП №325 6/0,4кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.2 |
ТПЛ-10 УЗ Кл. т. 0,5 400/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 М1Т Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
8 |
ТП №325 6/0,4кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.10 |
ТПЛ-10 УЗ Кл. т. 0,5 400/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 М1Т Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 |
УСВ-3 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
9 |
ТП №325 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, яч. МКУ ЦРО |
ТТИ-А Кл. т. 0,5 300/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 | |
|
10 |
ТП №111 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 1000/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 | |
|
11 |
ТП №111 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ИП Хачатрян |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
12 |
ТП №111 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ИП Лотков |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 |
УСВ-3 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 |
|
13 |
ТП №111 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ООО ПФ «Ливам» |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 300/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 | |
|
14 |
ТП №251 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТИ-85 Кл. т. 0,5 1000/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 | |
|
15 |
ТП №251 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ЗАО БОРП «Разноторг» |
- |
- |
ПСЧ-3ТМ.05 Кл. т. 1,0/2,0 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,2 |
±3,1 ±4,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
16 |
ТП №678 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТИ-А Кл. т. 0,5 200/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
УСВ-3 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 |
|
17 |
ТП №678 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 400/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 | |
|
18 |
ТП №678 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ АО «Опторг» |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 250/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 | |
|
19 |
ТП №678 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ИП Чистюхин |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.24 Кл. т. 1,0/2,0 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,4 |
±3,1 ±6,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
20 |
РП-6 6 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 1 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5 600/5 |
НТМК-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
УСВ-3 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
21 |
ТП №400 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Ввод-0,4 кВ №1 ООО «Жилищное управление ЖБК-1» |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 200/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 | |
|
22 |
ТП №400 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ «УО ввод-1» |
- |
- |
ПСЧ-3ТМ.05 Кл. т. 1,0/2,0 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,2 |
±3,1 ±4,5 | |
|
23 |
ТП №400 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Ввод-0,4 кВ №2 ООО «Жилищное управление ЖБК-1» |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 200/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
24 |
ТП №400 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ «УО ввод-2» |
- |
- |
ПСЧ-3ТМ.05 Кл. т. 1,0/2,0 |
УСВ-3 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,2 |
±3,1 ±4,5 |
|
25 |
ТП №111 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ООО «Флинг» |
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 |
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 - 25 от плюс 5 до плюс 35 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте 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 |
25 |
|
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 2(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 электросчетчиков,°C: |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C |
от +10 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух |
114 |
|
направлениях, сутки, не менее |
40 |
|
- при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора каждые 8 часов (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод ЖБК-1» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ 10-21 |
51623-12 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10У3 |
1261-59 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
25433-11 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 УЗ |
1276-59 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ-А |
28139-07 |
6 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
19956-02 |
3 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 М У3 |
50733-12 |
9 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
22656-07 |
6 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 М У3 |
17551-98 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ-85 |
28139-07 |
3 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
52667-13 |
6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ-СЭЩ-6 |
54370-13 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМК-6 |
323-49 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6 УЗ |
3344-08 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-10 М1Т |
47583-11 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
64450-16 |
5 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 |
64450-16 |
5 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
64450-16 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
36355-07 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-3ТМ.05 |
30784-05 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.24 |
64450-16 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
36355-07 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
64242-16 |
1 |
|
Сервер БД |
Intel S5000PAL |
- |
1 |
|
Программное обеспечение |
АльфаЦЕНТР |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1- 251 -2017 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.463 ПФ |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-251-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод ЖБК-1». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01 сентября 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»;
- 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 ПСЧ-4ТМ.05М - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.16 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии
трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.04 - по документу «Счетчики электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-3ТМ.05 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.24 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.04 - по документу «Счетчики электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.16 - по документу «Счетчики электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки»
ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 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) ОАО «Завод ЖБК-1», 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
Смотрите также
