Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Сибур-Химпром". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Сибур-Химпром"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сибур-Химпром» (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), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в УСПД, каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АО «Сибур-Химпром», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», АРМ субъекта оптового рынка.

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 входы УСПД, где осуществляется 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, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка. АРМ субъекта оптового рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС». Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени (УСВ) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), встроенного в УСПД. Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 с. УСПД обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов У СПД. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД и УСПД 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 ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СВЕВ6Т6СА69318ВЕБ976Б08А2ВВ7814В

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

К

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электроэне

ргии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110 кВ ГПП-

1 - «Этилен», РУ-6 кВ, 1 сш - 6 кВ, яч.3, Ввод-1

ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 3000/5 Рег. № 11077-03

ЗН0Л.06 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,9

2

ПС 110 кВ ГПП-

1 - «Этилен», РУ-6 кВ, 2 сш - 6 кВ, яч.7, Ввод-2

ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 3000/5 Рег. № 11077-03

ЗН0Л.06 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,9

3

ПС 110 кВ ГПП-1 - «Этилен», ТСН-1 0,4 кВ

ТТИ-А Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-06

-

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,5

4

ПС 110 кВ ГПП-

1 - «Этилен», ТСН-2 0,4 кВ

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,8

5

ПС 110 кВ ГПП-1 - «Этилен», РУ-6 кВ, 2 сш - 6 кВ, яч. 11

ТЛ0-10 Кл. т. 0,2S 400/5 Рег. № 25433-03

ЗН0Л.06 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ПС 110 кВ ГПП-

1 - «Этилен», РУ-6 кВ, 2 сш - 6 кВ, яч. 13

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,9

7

ПС 110 кВ ГПП-

1 - «Этилен», РУ-6 кВ, 2 сш - 6 кВ, яч. 19

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Коэф. тр. 600/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,9

8

ПС 110 кВ ГПП-

1 - «Этилен», РУ-6 кВ, 1 сш - 6 кВ, яч. 27

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,9

9

ПС 110 кВ ГПП-

1 - «Этилен», РУ-6 кВ, 1 сш - 6 кВ, яч. 28

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 400/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,9

10

РП-7 6 кВ, 1 сш-6 кВ, яч.1А

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,2S 50/5

Рег. № 22192-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±3,0

11

РП-7 6 кВ, 2 сш., яч.18

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,2S 100/5 Рег. № 22192-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±3,0

12

РП-7 6 кВ, 2 сш-6 кВ, яч.21

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,2S 50/5

Рег. № 22192-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±3,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

13

ТП-75 6 кВ, 2

ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-

3000

активная

±0,8

±2,9

сш-0,4 кВ, яч.10

500/5 Рег. № 15173-06

Рег. № 17049-04

реактивная

±2,2

±4,5

ПС 110 кВ ГПП-

2 - «Кашино»,

ТШЛ-10 Кл. т. 0,2S 2000/5 Рег. № 3972-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

±0,6

±1,5

14

РУ- 6 кВ, 1 сш -6 кВ, яч.2, Ввод-1

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,2

±2,9

ПС 110 кВ ГПП-

2 - «Кашино»,

ТШЛ-10 Кл. т. 0,2S 2000/5 Рег. № 3972-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

±0,6

±1,5

15

РУ- 6 кВ, 2 сш -6 кВ, яч.10, Ввод-2

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,2

±2,9

ПС 110 кВ ГПП-

2 - «Кашино»,

ТШЛ-10 Кл. т. 0,2S 2000/5 Рег. № 3972-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

±0,6

±1,5

16

РУ- 6 кВ, 3 сш -6 кВ, яч.24, Ввод-3

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,2

±2,9

ПС 110 кВ ГПП-

ТШЛ-10 Кл. т. 0,2S 2000/5 Рег. № 3972-03

ЗНОЛ.06

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

2 - «Кашино»,

Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03

активная

±0,6

±1,5

17

РУ- 6 кВ, 4 сш -6 кВ, яч.32, Ввод-4

Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,2

±2,9

18

ПС 110 кВ ГПП-2 - «Кашино», РУ-6 кВ, 3 сш - 6 кВ, яч. 13

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 200/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ ГПП-2 - «Кашино», ЗРУ-6 кВ, 4 сш -6 кВ, яч. 18

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 200/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

±0,6

±1,5

19

Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,2

±2,9

РП-4 6 кВ, 1 сш-6 кВ, яч.2

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,2S 50/5

Рег. № 22192-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

±0,6

±1,5

20

Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-04

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,2

±2,9

РП-4 6 кВ, 2 сш-6 кВ, яч.27

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,2S 50/5

Рег. № 22192-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

±0,8

±1,6

21

Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,7

±3,0

22

ТП-75 6 кВ, 1

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

ЭКОМ-

3000

активная

±0,8

±2,9

сш-0,4 кВ, яч.2

500/5 Рег. № 15173-06

Рег. № 17049-04

реактивная

±2,2

±4,6

23

РП-1 0,4 кВ корпус 54, ЩСУ-2, 1 сш-0,4 кВ

Т-0,66 М Кл. т. 0,5S 30/5

Рег. № 50733-12

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с.

±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 cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 23 от 0 до плюс 40 °C.

4.    Допускается замена ТТ, ТН и 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.

5.    Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.

6.    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

23

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 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, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.08

90000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.08

140000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.08

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Количество измерительных каналов

23

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

45

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:

- 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:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сибур-Химпром» 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

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТЛШ-10

6

Трансформатор тока

ТТИ-А

3

Трансформатор тока

Т-0,66 М У3

3

Трансформатор тока

ТЛО-10

21

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

15

Трансформатор тока

ТШП-0,66 У3

3

Трансформатор тока

ТШЛ-10

12

Трансформатор тока

ТШП-0,66

3

Трансформатор тока

Т-0,66 М

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

30

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

18

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.08

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.08

2

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 088-2018

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.592 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 088-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сибур-Химпром». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 06.12.2018 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 3195-2018. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2018. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03.08 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03.08 - 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 СЭТ-4ТМ.03М.08 - 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.;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП-26-262-99», согласованному с УНИИМ декабрь 1999 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 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 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) АО «Сибур-Химпром», аттестованном ООО «Спецэнеэнергопроект! аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сибур-Химпром»

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

Развернуть полное описание