Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каустик» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) ОАО «Каустик», сервер баз данных (СБД) ОАО «Каустик», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве ССД и СБД используются серверы Supermicro 6015B-URB (Зав. № S6025BU27A03485, S6025BU27A03486), установленные в ОАО «Каустик».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого календарного времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий АИИС КУЭ.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по информационным линиям связи интерфейса RS-485 (основной канал связи) либо по беспроводному GSM/GPRS каналу (резервный канал связи) с использованием каналообразующей аппаратуры поступает в сервер сбора данных (ССД), где осуществляется сбор, обработка и хранение измерительной информации.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию часов устройств АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Сигналы точного времени формируются источником точного времени - GPS-приемником, входящим в состав УСВ-1 (Госреестр № 28716-05). Коррекция отклонений встроенных часов счетчика и сервера осуществляется при помощи синхронизации часов устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-1.
Сличение часов счетчика и сервера с временем часов УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более ±1,0 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журнале событий сервера.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД (Windows Serever Standart Edition 2003 R2 SP2 32Bit ) и СБД (Windows Serever Standart Edition 2003 R2 SP2 64Bit ) АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового |
| ПО «Пирамида 2000 сервер» 20.01\2010\С- 300 версия 3.0 от 09.09.2011 А7*3218036 | общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | Версия 3.0 | 52E28D7B-608799BB- 3CCEA41B-548D2C83 | MD5 |
| модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 6F557F88-5B7737261- 328CD778-05BD1BA7 |
| модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 48E73A92-83D1E664- 94521F63-D00B0D9F |
| модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | C391D642-71ACF405- 5BB2A4D3-FE1F8F48 |
| модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | ECF53293-5CA1A3FD-3215049A-F1FD979F |
| модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 1EA5429B-261FB0E2-884F5B35-6A1D1E75 |
| модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | E55712D0-B1B21906- 5D63DA94-9114DAE4 |
| модуль расчета небаланса энер-гии/мощности | CalcLeakage.dll | B1959FF7-0BE1EB17- C83F7B0F-6D4A132F |
| модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | D79874D1-0FC2B156- A0FDC27E-1CA480AC |
| модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 530D9B01-26FCDC2- 3ECD814C-4EB7CA09 |
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Лист № 4
Всего листов 10
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каустик» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительно-информационных каналов | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Компрессор 4ДТК | ТОЛ -10-1-М-4 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 28008 Зав. № 28009 Зав. № 28124 Госреестр № 47959-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8641 Госреестр № 20186-05 | СЭТ4-ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 810125143 Госреестр № 36697-08 | Supermicro 6015B-URB Зав. №№ S6025BU27A03485, S6025BU27A03486 | активная реактивная |
| 2 | яч. № 30 РП-14 10 кВ | ТОЛ -10-1-7 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 28377 Зав. № 28378 Зав. № 28242 Госреестр № 47959-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8629 Госреестр № 20186-05 | СЭТ4-ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 810125045 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| 3 | яч. № 24 РП-14 10 кВ | ТОЛ -10-1-7 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 28236 Зав. № 28237 Зав. № 28238 Госреестр № 47959-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8629 Госреестр № 20186-05 | СЭТ4-ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 810125001 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| 4 | яч. № 23 РП-14 10 кВ | ТОЛ -10-1-7 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 28233 Зав. № 28234 Зав. № 28235 Госреестр № 47959-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8629 Госреестр № 20186-05 | СЭТ4-ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 810125015 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| П | родолжение таблицы 2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | яч. № 5 ТП-14 10 кВ | ТОЛ -10-1-7 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 28239 Зав. № 28240 Зав. № 28241 Госреестр № 47959-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8624 Госреестр № 20186-05 | СЭТ4-ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 810125053 Госреестр № 36697-08 | Supermicro 6015B-URB Зав. №№ S6025BU27A03485, S6025BU27A03486 | активная реактивная |
| 6 | яч. № 6 ТП-14 0,4 кВ | ТШЛ 0,66-П-У2 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 2524 Зав. № 2525 Зав. № 2526 Госреестр № 47959-11 | - | СЭТ4-ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 809120801 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| 7 | яч. № 10 ТП-14 0,4 кВ | ТШЛ 0,66-П-У2 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 2521 Зав. № 2522 Зав. № 2523 Госреестр № 47959-11 | - | СЭТ4-ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 809121065 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| 8 | яч. № 17 ТП-14 0,4 кВ | ТШЛ 0,66-П-У2 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 2527 Зав. № 2528 Зав. № 2529 Госреестр № 47959-11 | - | СЭТ4-ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 809120744 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| 9 | яч. № 18 ТП-14 0,4 кВ | ТШЛ 0,66-П-У2 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 2530 Зав. № 2531 Зав. № 2532 Госреестр № 47959-11 | - | СЭТ4-ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 812121730 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| 10 | Ввод 1 РУ-10 кВ ООО "Прак-сайр Волгоград" | LZZBJ9-12 Кл. т. 0,2S 1250/5 Зав. № 100311562 Зав. № 100311566 Зав. № 100311563 Госреестр № 35681-07 | JDZXR-10C Кл. т. 0,2 (10000/>/3)/(100Л/3) Зав. № 081120430 Зав. № 090720526 Зав. № 090720523 Госреестр № 35675-07 | СЭТ4-ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 803111503 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| П | родолжение таблицы 2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 11 | Ввод 2 РУ-10 кВ ООО "Прак-сайр Волгоград" | LZZBJ9-12 Кл. т. 0,2S 1250/5 Зав. № 100311564 Зав. № 100311565 Зав. № 100312777 Госреестр № 35681-07 | JDZXR-10C Кл. т. 0,2 (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 081120435 Зав. № 081120433 Зав. № 090120370 Госреестр № 35675-07 | СЭТ4-ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 803111611 Госреестр № 36697-08 | Supermicro 6015B-URB Зав. №№ S6025BU27A03485, S6025BU27A03486 | активная реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной активной электрической энергии в АИИС | погрешности ИИК при измерении рабочих условиях эксплуатации КУЭ |
| §5 %, I1(2) %^ Кзм< I 5 % | §5 %, I5 %^ 1изм< I 20 % | §20 %, I 20 %^ 1изм< I 100 % | §100 %, I100 %^ 1цзм- I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 5 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 |
| 6 - 9 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,7 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,3 |
| 10, 11 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §5 %, I1(2) %^ 1изм< I 5 % | §5 %, I5 %^ 1изм< I 20 % | §20 %, I 20 %^ 1изм< I 100 % | §100 %, I100 %^ 1цзм- I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 5 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±7,4 | ±5,2 | ±4,6 | ±4,2 |
| 0,8 | ±5,7 | ±4,5 | ±3,8 | ±3,8 |
| 0,7 | ±5,0 | ±4,2 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,5 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,4 | ±3,4 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 - 9 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S) | 0,9 | ±7,3 | ±5,0 | ±4,4 | ±4,0 |
| 0,8 | ±5,6 | ±4,3 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,7 | ±4,9 | ±4,1 | ±3,5 | ±3,5 |
| 0,5 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,3 | ±3,3 |
| 10, 11 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | | ±4,2 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,8 | ±3,1 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 |
| ±2,9 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 | ±2,6 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 5i(2)%q для со8ф<1,0 нормируется от I2%..
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК №№ 1 - 11
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5°С до плюс 25 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 524252005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии СЭТ4-ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 114 суток; при отключении питания -не менее 40 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ -10-1-М-4 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ -10-1-7 | 12 |
| Трансформатор тока | ТШЛ 0,66-П-У2 | 12 |
| Трансформатор тока | LZZBJ9-12 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 4 |
| Трансформатор напряжения | JDZXR-10C | 6 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ4-ТМ.03М | 2 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ4-ТМ.03М.01 | 5 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ4-ТМ.03М.09 | 4 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 |
| GSM-модуль передачи данных | OnCell 3251 | 1 |
| GSM-модуль передачи данных | OnCell 2151I | 2 |
| Сервер | Supermicro Super server 6025B-URB | 2 |
| Источник бесперебойного питания | APC BackUps 500 | 6 |
| Источник бесперебойного питания | APC SMART- UPS XL 3000VA | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 1 |
| Специализированное программное обеспечение | ПО «Пирамида 2000 Сервер C-300» | 1 |
| Методика поверки | МП 1570/550-2013 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 20-5595-024-13- АИС.ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1570/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каустик». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в апреле 2013 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- для ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- для УСВ-1 - по документу «ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённому ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (Госреестр № 27008-04).
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Каустик» 20-5595-024-13-АИС.МИ
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
