Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО «ДАГЭНЕРГО» (в дальнейшем - АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО») предназначена для измерений и коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Область применения: ОАО «ДАГЭНЕРГО» и граничащие с ней по цепям электроснабжения энергосистемы, промышленные и другие энергопотребляющие (энергопоставляющие), сбытовые предприятия и организации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.
Первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии.
Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления: 1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики СЭТ-4ТМ.03 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется на УСПД. В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция системного времени производится, не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УСВ-1) на основе GPS приемника, подключенного к ИВК «ИКМ-Пирамида» АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО».
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» соответствуют «Техническим требованиям» ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Для защиты информации и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Технические характеристики
Таблица 1
| параметр | значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. | Вычисляются по методике поверки в зависимости от состава ИК. Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 2 |
| Параметры питающей сети переменного тока: напряжение, В частота, Гц | 220± 22 50 ± 1 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | +5...+36 -20...+35 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 110; 35; 10; 6 |
| Первичные номинальные токи, кА | 1; 0,6; 0,3; 0,15; 0,1 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 14 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах в сутки, не более, секунд | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 2
Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии, %.
| № ИК | Состав ИК* | cos ф (sin ф) | 5 5%I L5%<I—Ь()% | 5 20%I I20%<I—1100% | 5 100%i I100%<I—1120% |
| 1-14 | ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) At=16 °C ' | 1 | ±1,7 | ±0,99 | ±0,82 |
| 0,8 (инд.) | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 |
| 0,5 (инд.) | ±3,9 | ±2,2 | ±1,6 |
| ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=16 °C | 0,8 (0,6) | ±3,3 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,5 (0,87) | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 |
Примечание:*) В процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления сертификата об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 29992006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в «Методике поверки» АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО».
Пределы допускаемой относительной погрешности по средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах:
др
=±
2
KKe • 100%
1000PT ср
, где
др - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней
получасовой мощности и энергии, в процентах;
дэ -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.2 при
измерении электроэнергии, в процентах;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, вы
раженному в Вт^ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности по средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
д = ——— • 100%, где
р.корр. 3600Тср
Дt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в
секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблице 3, 4 и 5.
Таблица 3.
| По-рядковый номер | Точка измерений | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| Код точки измерений | Наименование точки измерений | вид СИ | обозначение, тип, метрологические характеристики |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 1 | 2 |
| ПС Кизляр-1 |
| УСПД | контроллер | СИКОН С70 №2119 | Энергия, мощность, время |
| 1 | | ВЛ-148 110кВ ПС «Кизляр-1» | ТН трансформатор напряжения | НКФ-110 А № 942352/932983 В № 942327/942316 С № 942341/932230 Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 922-54 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б А № 10730 В № 10743 С № 10772 Коэфф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-71 | Первичный ток, I1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108073128 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| 2 | | ВЛ-55А 35кВ ПС «Кизляр-1» | ТН трансформатор напряжения | 3НОМ-35 А № 943355 В № 943395 С № 943281 Коэфф. тр. 35000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 912-54 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТФНД-35 А № 20830 С № 17946 Коэфф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 3689-73 | Первичный ток, I1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 1080776109 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 5А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| 3 | | ОСВ-110 ПС «Кизляр-1» | ТН трансформатор напряжения | НКФ-110 А № 942352/932983 В № 942327/942316 С № 942341/932230 Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 922-54 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б А № 360 В № 376 С № 37805 Коэфф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-71 | Первичный ток, I1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108076150 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| ПС «Акташ» |
| УСПД | контроллер | СИКОН С70 №2120 | Энергия, мощность, время |
| 4 | | ВЛ-149-110кВ ПС «Акташ» | ТН трансформатор напряжения | НКФ-110 А № 1058959/43353 В № 1055404/1062273 С № 1059166/46231 Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 922-54 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-1У1 А № 44601 В № 46271 С № 46216 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-71 | Первичный ток, I1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108076095 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| 5 | | ОВ-110 ПС «Акташ» | ТН трансформатор напряжения | НКФ-110 А № 1058959/43353 В № 1055404/1062273 С № 1059166/46231 Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 922-54 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-1У1 А № 43164 В № 43338 С № 43284 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-71 | Первичный ток, I1 |
| | | Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108075025 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| ПС «Ярык-су» |
| УСПД | контроллер | СИКОН С70 №2122 | Энергия, мощность, время |
| 6 | | ВЛ-128-110кВ «Ярык-су» | ТН трансформатор напряжения | НКФ-110 А № 23614 В № 23786 С № 23751 Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 922-54 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-1У1 А № 22743 В № 43193 С № 43784 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-71 | Первичный ток, I1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108075912 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| 7 | | ОВ-110кВ ПС«Ярык-су» | ТН трансформатор напряжения | НКФ-110 А № 23727 В № 25757 С № 23728 Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 922-54 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТФЗМ-110 А № 25947 В № 32458 С № 32510 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 24811-03 | Первичный ток, I1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108076178 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| ПС «Кочубей» |
| УСПД | контроллер | СИКОН С70 №2123 | Энергия, мощность, время |
| 8 | | ВЛ-141-110кВ ПС «Кочубей» | ТН трансформатор напряжения | НКФ-110 А № 942450/942456 В № 942449/988635 С № 949475/988648 Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 922-54 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б А № 1218 В № 2981 С № 29126 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-71 | Первичный ток, I1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108076157 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| 9 | | ШОВ-110 ПС «Кочубей» | ТН трансформатор напряжения | НКФ-110 А № 942450/942456 В № 942449/988635 С № 949475/988648 Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 922-54 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б А № 29120 В № 29104 С № 29126 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-71 | Первичный ток, I1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108076164 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| ПС «Джигильта» |
| УСПД | контроллер | СИКОН С70 №2124 | Энергия, мощность, время |
| 10 | | Т-2 110/10 кВ ПС «Джигильта» | ТН трансформатор напряжения | НАМИ-10 № 2357 Коэфф. тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 11094-87 | Первичное напряжение, U1 |
| | | ТТ трансформаторы тока | ТВЛМ-10 А № 81203 С № 80072 Коэфф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 1856-63 | Первичный ток, Г1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108075919 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| ПС «Ирганай-ГПП» |
| УСПД | контроллер | СИКОН С70 №2125 | Энергия, мощность, время |
| 11 | | ВЛ-188-110 ПС «Ирганай-ГПП» | ТН трансформатор напряжения | НКФ-110-83У1 А № 25741 В № 25714 С № 25742 Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 1188-84 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТГФ-110У1 ТФЗМ-110Б-1\' А № 75 В № 76 С № 12165 Коэфф. тр. 1000/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 16635-02 № Гос. р. 26422-06 | Первичный ток, Г1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108076143 Кл.т. 0,2S/0,5 Гном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
| 12 | | ОСШ-110 ПС «Ирганай-ГПП» | ТН трансформатор напряжения | НКФ-110-83У1 А № 25741 В № 25714 С № 25742 Коэфф. тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 1188-84 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-1У1 А № 26747 В № 26740 С № 26471 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-71 | Первичный ток, Г1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108076116 Кл.т. 0,2S/0,5 Гном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq |
ПС «Роббинс»
| УСПД | контроллер | СИКОН С70 №2126 | Энергия, мощность, время |
| 13 | | Яч. №5 КРУН 10кВ ПС «Роббинс» | ТН трансформатор напряжения | НТМИ-6 № 2633 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 380-49 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТЛМ-10 А № 1810 С № 4572 Коэфф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2473-00 | Первичный ток, I1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108076171 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ |
| 14 | | Яч. №8 КРУН 10кВ ПС «Роббинс» | ТН трансформатор напряжения | НТМИ-6 № 2633 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 380-49 | Первичное напряжение, U1 |
| ТТ трансформаторы тока | ТЛМ-10 А № 85665 С № 91451 Коэфф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2473-00 | Первичный ток, I1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 № 108073133 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1А; № Гос. р. 27524-04 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ |
Таблица 4.
| Наименование средств измерений | Количество приборов в АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» | Номер в Госреестре средств измерений |
| Измерительные трансформаторы тока ГОСТ 7746: ТФНД-35; ТФЗМ-110Б-1У1; ТФЗМ-110; ТВЛМ-10; ТГФ-110У1; ТФЗМ-110Б-1У; ТЛМ-10. | Согласно схеме объекта учета | № 3689-73; № 2793-71; № 2481103; №1856-63; №16635-02; №26422-06; №2473-00. |
| Измерительные трансформаторы напряжения ГОСТ 1983: НАМИ-10; НТМИ-6; НКФ-110 3НОМ-35; НКФ-110-83У1. | Согласно схеме объекта учета | №11094-87; №380-49; 922-54; №912-54; №1188-84. |
| СЭТ-4ТМ.03 | По количеству точек учета | № 27524-04 |
| Контроллер СИКОН С70 | Семь | № 28822-05 |
| ИВК«ИКМ-Пирамида» (зав. № 279) | Один | № 29484-05 |
| Устройство синхронизации времени УСВ-1 (зав. № 870) | Один | № 28716-05 |
Таблица 5.
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации. | Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» |
| Разветвительная коробка RS-485 | 14 |
| Интерфейсный модуль RS-485 / RS-422 | 7 |
| Модуль RS-232 полномодемный | 14 |
| Сотовый модем Siemens TC35 | 19 |
| Программный пакет «Пирамида 2000. АРМ: Корпорация » Версия 10.05/2005 | 1 |
| Программное обеспечение электросчетчиков «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» | один |
| Формуляр на систему | Один экземпляр |
| Методика поверки | Один экземпляр |
| Руководство по эксплуатации | Один экземпляр |
Поверка
Поверка АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» проводится по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО «ДАГЭНЕРГО». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки утвержденной Нижегородским ЦСМ в 2004г.
- Радиочасы МИР РЧ-01.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Межгосударственный стандарт «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО «ДАГЭНЕРГО» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
