Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Павловск Неруд" Изменение №1
| Номер в ГРСИ РФ: | 72899-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд» Изменение №1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ОАО «Павловск Неруд», автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72899-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Павловск Неруд" Изменение №1 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 72899-18: Описание типа СИ | Скачать | 111.7 КБ | |
| 72899-18: Методика поверки МП РЦСМ-009-2018 | Скачать | 572.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд» Изменение №1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ОАО «Павловск Неруд», автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-325, устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), АРМы и программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр».
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 1-9, 19, 24-26 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 10, 18, 29 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модемов и передается в УСПД.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 13, 14, 15, 16, 19-23, 27, 28 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы радиомодемов и передается в УСПД.
На УСПД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача полученных данных с помощью средств для организации локальной вычислительной сети на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации на подключенных к серверу автоматических рабочих местах.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера БД 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, с использованием электронно-цифровой подписи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени, часы сервера БД, УСПД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и УСПД на ±2 с. УСПД осуществляет синхронизацию времени сервера БД и счетчиков. Сличение часов сервера БД со временем часов УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут. Корректировка времени сервера выполняется при достижении расхождения показаний часов УСПД и сервера БД на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 минут), корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа Центр». 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, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа Центр»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ/ Сервер | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
|
1 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ОРУ-35 кВ 1 с.ш. Ввод 35 кВ №1 |
А С |
ТФН-35М 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3690-73 |
А В С |
ЗНОМ-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 Сервер HP ProLiant DL320 G3 |
|
2 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. Ввод 6кВ №1 |
А С |
ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1423-60 |
А В С |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
3 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ОРУ-35 кВ 2 с.ш. Ввод 35 кВ №2 |
А С |
ТФН-35М 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3690-73 |
А В С |
ЗНОМ-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
4 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. Ввод 6кВ №2 |
А С |
ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1423-60 |
А В С |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
|
5 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 РУ-10 кВ 2 с.ш. Ввод 10 кВ №2 |
А С |
ТПОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
А С |
НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 4947-75 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
6 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 РУ-10 кВ 1 с.ш. Ввод 10 кВ №1 |
А С |
ТПОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
А С |
НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 4947-75 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
7 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7 |
А С |
ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 |
А В С |
НТМИ-6-66(2) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
8 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч.26 |
А С |
ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 |
А В С |
НТМИ-6-66(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
9 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч.18 |
А С |
ТПЛ-10У3 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59 |
А В С |
НТМИ-6-66(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
10 |
КТП 6/0,4 кВ №33 вывод 0,4 кВ ТМ-100 кВА |
А В С |
Т-0,66 75/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 6891-85 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ||
|
13 |
ПС 35/10 кВ Павловск-5 РУ-10 кВ 2 с.ш. Ввод 10 кВ №2 яч.17 |
А С |
ТПОЛ-10УЗ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
А С |
НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 4947-75 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
|
14 |
ПС 35/10 кВ Павловск-5 РУ-10 кВ 1 с.ш. Ввод 10 кВ №1 яч.2 |
А С |
ТПОЛ-10УЗ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
А С |
НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №4947-75 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 Сервер HP ProLiant DL320 G3 |
|
15 |
ПС 35/10 кВ Павловск-5 ТСН-2 |
А В С |
Т-0,66У3 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26198-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
16 |
ПС 35/10 кВ Павловск-5 ТСН-1 |
А В С |
Т-0,66У3 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26198-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
18 |
ТП 10/6/0,4 кВ №15 Вывод 0,4 кВ Т-2 |
А В С |
Т-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. №26198-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
19 |
ПС 35/6 кВ Павловск-3 ОРУ-35 кВ Ввод 35 кВ Т-1 |
А В С |
GIF 40.5 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 56411-14 |
А В С |
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 | |
|
20 |
ПС 35/6 кВ Павловск-3 ОРУ-35 кВ Ввод 35 кВ Т-2 |
А В С |
GIF 40.5 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. №56411-14 |
А В С |
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
21 |
КТП-2 1000/6/0,4 кВ ЖБК Вывод 0,4 кВ ТМ-1000 кВА |
А В С |
ТНШЛ-0,66 У2 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. №64182-16 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
22 |
КТП-2 1000/6/0,4 кВ ЖБК ячейка КРУ-6 кВ |
А С |
ТОЛ-10-1-2 100/5 Кл. т. 0,5 S Рег. № 47959-16 |
А В С |
ЗНОЛП-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
23 |
КТПНУ 630/6/0,4 Ввод 6 кВ ТМ-630 кВА |
А С |
ТОЛ-НТЗ-10-01 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 69606-17 |
А В С |
ЗНОЛП-НТЗ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 | |
|
24 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. яч.9 |
А С |
ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 |
А В С |
НТМИ-6-66(2) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
25 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч.33 |
А С |
ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 |
А В С |
НТМИ-6-66(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
26 |
ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч.32 |
А С |
ТПЛ-10 УЗ 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59 |
А В С |
НТМИ-6-66(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
27 |
ТП-45 6/0,4 кВ вывод 0,4 кВ ТМ- |
А В |
ТТИ 1500/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
RTU-325 Рег. № | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
630 кВА |
С |
Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-07 |
Рег. № 27524-04 |
37288-08 Сервер HP ProLiant DL320 G3 | ||
|
28 |
КТПНУ 160/6/0,4 кВ вывод 0,4 кВ ТМ-160 кВА |
А В С |
Т-0,66 УЗ 250/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
29 |
КТПНУ 630/6/0,4 Вывод 0,4 кВ Т1 ТМ-630 кВА |
А В С |
ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 1 (1) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к четырем счетчикам измерительных каналов №№ 8, 9, 25, 26. 2 (2) — Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 7, 24 | ||||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности, (±5), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1-3, 6-8, 14, 26 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
2,9 4,6 |
|
5, 9, 23-25 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
2,9 4,7 |
|
10, 15, 18, 21, 27, 28 |
Активная Реактивная |
0,8 1,8 |
2,8 4,5 |
|
4, 13 |
Активная Реактивная |
1,2 2,4 |
3,3 5,7 |
|
19, 20 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
2,9 4,7 |
|
16, 29 |
Активная Реактивная |
0,8 1,9 |
2,8 4,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
22 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
2,9 5,1 |
|
Примечания: 1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
26 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 5 до 120 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosф - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С - температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С |
от 90 до 110 от 1 (5) до 120 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +40 от 0 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч. для RTU-325: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч. для УССВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч. для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч. |
90000 2 140000 2 100000 2 50000 1 70000 1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации: счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее УСПД RTU-325: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 10 45 3,5 3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
± 5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- Журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточные клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТФН-35 |
4 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
4 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
8 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
8 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТПЛ-10У3 |
4 |
|
Измерительный трансформатор тока |
Т-0,66 |
15 |
|
Измерительный трансформатор тока |
GIF 40.5 |
6 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТТИ |
6 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТНШЛ-0,66 У2 |
3 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2 |
2 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10-01 |
2 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-6 |
3 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-6 |
3 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
НОМ-10-66 |
8 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
15 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
11 |
|
УСПД |
RTU-325 |
1 |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-35LVS |
2 |
|
Сервер |
HP ProLiant DL320 G3 |
1 |
|
ПО |
АльфаЦентр |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
РЭ.466453.034.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
МП РЦСМ-009-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП РЦСМ-009-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд» Изменение №1. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 03.08.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03 - по документу: методика поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1,
являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по документу: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся
приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- RTU-325 - по документу: ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи
данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2008г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Павловск Неруд» Изменение №1». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 052-RA.RU.311785/2018 от 26.07.2018 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. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
