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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Синарский трубный завод"

Основные
Тип
Год регистрации 2006
Дата протокола 14 от 30.11.06 п.37
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 25836
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект. документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Синарский трубный завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «Синарский трубный завод»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ 31819.22-2012 для активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (33 точки измерений);

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ЭКОМ-3000»;

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные 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 вычисляют 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, 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации на подключенных 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 справочных и отчетных документов. Передачу информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляют от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через Интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ, часы УСПД, сервера БД и счетчиков. УССВ типа ИСС на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника формирует собственную шкалу времени, синхронизированную по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS с национальной шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU) со шкалой всемирного координационного времени. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение -ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД «ЭКОМ 3000» осуществляется каждые 2 мин, и корректировка времени сервера выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±4 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков выполняется при расхождении со временем УСПД ±4 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) Программного комплекса (ПК) «Энергосфера», в состав которого входит специализированное ПО (метрологически значимая часть), указанное в таблице 1.

аблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b (для 32-разрядного сервера опроса), 6c38ccdd09ca8f92d6f96ac33d157a0e (для 64-разрядного сервера опроса)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав ИК

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ/ сервер

1

2

3

4

5

1

ПС 110 кВ Генераторная, РУ-6 кВ, I с 6 кВ, яч.5, Ввод-1

ТЛШ-10 1000/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 11077-03

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04/ ИСС Рег.№ 71235-18 / HP Proliant DL380

2

ПС 110 кВ Генераторная, РУ-6 кВ, II с 6 кВ, яч.33, Ввод-2

ТЛШ-10 1000/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 11077-03

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

3

ПС 110 кВ Генераторная, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч. 2

ТОЛ 10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

4

ПС 110 кВ Генераторная, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.4

ТОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

5

ПС 110 кВ Генераторная, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.15

ТОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

6

ПС 110 кВ Генераторная, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.20

ТОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

1

2

3

4

5

7

ПС 110 кВ Волочильная, РУ-6 кВ, Ic 6 кВ, яч.

1, Ввод-1

ТЛО-10 3000/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК 6300/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 68841-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1 Рег № 36697-17

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04/ ИСС Рег.№ 71235-18 / HP Proliant DL380

8

ПС 110 кВ Волочильная, РУ-6 кВ, IIc 6 кВ, яч.

6, Ввод-2

ТЛО-10 3000/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК 6300/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 68841-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1 Рег № 36697-17

9

ПС 110 кВ Волочильная, РУ-6 кВ, Шс 6 кВ, яч. 39, Ввод-3

ТЛО-10 3000/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК 6300/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 68841-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1 Рег № 36697-17

10

ПС 110 кВ Волочильная, РУ-6 кВ, IVc 6 кВ, яч. 36, Ввод-4

ТЛО-10 3000/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК 6300/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 68841-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1 Рег № 36697-17

11

ПС 110 кВ Волочильная, РУ-6 кВ, IIc 6 кВ, яч.

16

ТЛО-10 200/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК 6300/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 68841-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1 Рег № 36697-17

12

ПС 110 кВ Волочильная, РУ-6 кВ, Шс 6 кВ, яч. 25

ТЛО-10 200/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК 6300/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 68841-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1 Рег № 36697-17

13

ПС 110 кВ Калибровочная, РУ-6 кВ, Ic 6 кВ, Ввод-1

ТЛШ-10 3000/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 11077-03

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

14

ПС 110 кВ Калибровочная, РУ-6 кВ, IIc 6 кВ, Ввод-2

ТЛШ-10 3000/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 11077-03

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

15

ПС 110 кВ Калибровочная, РУ-6 кВ, Шс 6 кВ, Ввод-3

ТЛШ-10 3000/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 11077-03

ЗНОЛ(П)-НТЗ-6 6000/100 Кл. т. 0,5

Рег. № 69604-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

16

ПС 110 кВ Калибровочная, РУ-6 кВ, IVc 6 кВ, Ввод-4 6 кВ Т-1

ТЛШ-10 3000/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 11077-03

ЗНОЛТ-6 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 3640-73

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

17

ПС 6 кВ Кислородная, РУ-6 кВ, Ic 6 кВ, яч.6

ТПЛ-10-М 300/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-16

НТМИА 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 67814-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

18

ПС 6 кВ Кислородная, РУ-6 кВ, IIc 6 кВ, яч.12

ТОЛ 10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

НТМИА 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 67814-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

1

2

3

4

5

19

ПС 6 кВ Кислородная, РУ-6 кВ, IIc 6 кВ, яч. 13

ТПЛ-10-М 200/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-16

НТМИА 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 67814-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04/ ИСС Рег.№ 71235-18 / HP Proliant DL380

20

РУ-6 кВ Цех В-2, 1с 6 кВ, яч.15

ТОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

21

РУ-6 кВ Цех В-2, 1с 6 кВ, яч.18

ТПЛ-10-М 150/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

22

РУ-6 кВ Цех В-2, IIc 6 кВ, яч.27

ТПЛ-10-М 150/5

Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

23

ПС 6 кВ ЗРМО, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч. 5

ТОЛ 10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

24

ПС 6 кВ ЗРМО, РУ-6 кВ, IIc 6 кВ, яч. 19

ТОЛ 10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

25

ТП-34А 6 кВ, РУ-6 кВ, IIc 6 кВ, яч.2

ТОЛ 10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

26

ТП-45 6 кВ

Исеть, РУ-6 кВ, IIc

6 кВ, яч. 13

ТОЛ 10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

27

ТП-45 6 кВ Исеть, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч. 2

ТОЛ 10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

28

ЦРП-80 6 кВ, РУ-6 кВ, IIc 6 кВ, яч.23

ТОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

НТМИ-6 6000/100

Кл. т. 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

29

ЦРП-80 6 кВ, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.3

ТОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

НТМИА 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 67814-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

1

2

3

4

5

30

ТП-82 6 кВ, РУ-6 кВ, IIc 6 кВ, яч. 10

ТОЛ 10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904/ ИСС Рег.№ 71235-18 / HP Proliant DL380

31

ТП-82 6 кВ, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.4

ТОЛ 10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

32

ТП-82 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 7

ТОЛ 10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

33

ТП-82 6 кВ, РУ-6 кВ, IIc 6 кВ, яч. 8

ТОЛ 10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 7069-02

ЗНОЛ.06 6000/100

Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Примечания:

1 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

2 Допускается замена У СПД на аналогичные утвержденного типа.

3 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.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера ИК

Вид электрической энергии

Границы основной погрешности, (±6), %

Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), %

1 - 6,

13- 16, 18,

20, 23 - 33

Активная Реактивная

1,2

2,6

3,4

4,9

7-12

Активная Реактивная

1,4

1,7

2,8

3,9

17, 19, 21, 22

Активная Реактивная

1,2

2,6

3,3

4,6

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3 Погрешность в рабочих условиях указана для ras<p = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15 до +35 °С

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

33

Нормальные условия:

- параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

- ток, % От Ihom

- коэффициент мощности, cos9

- температура окружающей среды, °С

от 98 до 102 от 100 до 120

0,9 от 15,0 до 25,5

Условия эксплуатации:

- параметры сети:

- напряжение, % От Uhom

- ток, % От Ihom

- коэффициент мощности, cos9

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°С

- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110 от 2 до 120

0,9

от -40 до +70

от -20 до +55

от -10 до +50 от +15 до +35

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановление работоспособности, ч,

55000 2

75000 0,5

50000 1

Глубина хранения информации:

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу (функция автоматизирована), суток, не менее;

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее;

Сервер БД:

- хранение результатов измерений, состояний средств измерений (функция автоматизирована), лет, не менее

117 10

45

3

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 организацию с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД;

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- 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 состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- 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 АИИС КУЭ.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

1

2

3

Трансформатор напряжения

НОМ-6

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

1

Трансформатор напряжения измерительный

ЗНОЛ.06

27

1

2

3

Трансформатор напряжения заземляемый

ЗНОЛП-ЭК

12

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ(П)-НТЗ-6

3

Трансформатор напряжения с литой изоляцией

ЗНОЛТ-6

3

Трансформатор напряжения трехфазный антирезонансный

НТМИА

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

2

Трансформатор тока

ТЛШ-10

12

Трансформатор тока

ТОЛ 10

34

Трансформатор тока проходной

ТПЛ-10-М

8

Трансформатор тока

ТЛО-10

12

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

33

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Устройство синхронизации времени

ИСС

1

Сервер

HP Proliant DL380

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Паспорт-формуляр

50306307.422222.090 ПФ

1

Методика поверки

МП 33141-06 с изменением № 1

1

Сведения о методах измерений

приведены в документах «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Синарский трубный завод», рег. № ФР.1.34.2013.15114; «ГСИ. МВИ электрической энергии и мощности ОАО «Синарский трубный завод», рег. № ФР.1.34.2006.02896, «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ Измерительные каналы 7 - 12 ОАО «Синарский трубный завод».

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.

Развернуть полное описание