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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Уфаоргсинтез"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 839 п. 01 от 23.07.2013Приказ 1052 п. 15 от 21.11.2012
Класс СИ 34.01.04
Примечание 23.07.2013 Заменено описание типа
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уфаоргсинтез» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ) в ОАО «Уфаоргсинтез» по расчетным точкам учета, сбора, хранения и обработки полученной информации. Отчетная документация о результатах измерений может передаваться коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - КО), энергосбытовой организации, региональным подразделениям системного оператора Единой энергетической системы России (далее по тексту -СО), смежным субъектам ОРЭМ в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

1-ый уровень - 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 электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение;

3-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя серверы сбора, обработки и хранения данных, расположенные в центре обработки данных (ЦОД) ОАО АНК «Башнефть» филиал «Башнефть-Уфанефтехим» (далее по тексту - серверы АИИС КУЭ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места операторов ЦОД и ОАО «Уфаоргсинтез», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

В качестве серверов АИИС КУЭ используются промышленные компьютеры HP DL380 G7 X (зав. номера CZ220403V8 - основной, CZ220403V5 - резервный) производства компании HP с установленным программным обеспечением «Программный комплекс «Энергосфера» (далее по тексту - ПК «Энергосфера») производства ООО «Прософт Системы». В качестве УСПД используется контроллер сетевой индустриальный СИКОН С10 (номер в Госреест-ре 21741-03), зав. номер 313.

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;

- передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

- 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 времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

- передача журналов событий счетчиков;

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. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

УСПД автоматически в соответствии с параметрами конфигурации один раз в 30 мин по линиям связи интерфейса RS-485 производит опрос, считывание, обработку, накопление, хранение, отображение измерительной информации счетчиков ИИК №№ 1-4. Считанные данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных. Также в базу данных заносятся журналы событий счетчиков.

Сервер АИИС КУЭ автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков ИИК №№ 1 - 4. Также автоматически с периодичностью 30 мин сервер АИИС КУЭ считывает данные профиля нагрузки и записей журнала событий счетчика ИИК № 5 с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Считывание сервером АИИС КУЭ данных осуществляется посредством сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800 с применением технологий пакетной передачи данных GPRS (ИИК № 5) и технологии CSD (УСПД). После поступления на сервер считанной информации с помощью внутренних сервисов ПК «Энергосфера» данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера (заносятся в базу данных). При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт.

Возможен прием информации о результатах измерений ИИК АИИС КУЭ ООО «БГК» (номер в Госреестре 52559-13), приведенных в таблице 3. Информация по электронной почте, в виде файла формата XML поступает на сервер АИИС КУЭ ОАО «Уфаоргсинтез».

Посредством АРМ операторов ЦОД при помощи ПК «Энергосфера» осуществляется обработка информации и последующая ее передача энергосбытовой организации и/или КО в виде электронного файла формата XML. Передача информации в региональное подразделение СО и смежным субъектам оптового рынка осуществляется с сервера АИИС КУЭ в автоматическом режиме.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. В качестве УССВ используется NTP-сервер точного времени «Метроном-200», зав. номер 030111146220, производства ООО «Метротек», укомплектованный антенной для приема сигналов точного времени систем GPS/ГЛОНАСС.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УССВ происходит с цикличностью один раз в 1024 с. Синхронизация осуществляется при каждом цикле сравнения не зависимо от величины расхождения показаний часов сервера и УССВ.

Сравнение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК №№ 1 - 4 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется 1 раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 5 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется 1 раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления базами данных (СУБД SQL), и прикладное - ПК «Энергосфера», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии, встроенное ПО УСПД, ПО СОЕВ.

Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

ПО на серверах АИИС КУЭ

ПК «Энергосфера» Сервер опроса PSO.exe

6.5.62.2139

868190359

CRC

ПК «Энергосфера» Экспорт- импорт Expimp.exe

6.5.103.2840

1274778333

CRC

ПК «Энергосфера» Консоль администратора adcenter.exe

6.3.72.688

253026022

CRC

ПК «Энергосфера» Редактор расчетных схем AdmTool.exe

6.3.287.4376

3996201368

CRC

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

ПО на АРМ ЦОД

ПК «Энергосфера» Редактор расчетных схем

AdmTool.exe

6.3.287.4376

3996201368

CRC

ПК «Энергосфера» АРМ Энергосфера ControlAge.exe

6.5.97.1554

3244679612

CRC

ПО на АРМ ОАО «Уфаоргсинтез»

ПК «Энергосфера» АРМ Энергосфера ControlAge.exe

6.5.97.1554

3244679612

CRC

ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 4 и Таблице 5.

Таблица 2

№ ИИК

Наименование ИИК (присоединения) Код точки измерений

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

УСПД

Cервер

Вид электроэнергии

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС 220/110/35

НПЗ-220 СШ-110 кВ яч.19 ВЛ-110 кВ НПЗ - ГПП-2 УОС 022050001207101

ТВ-110/50 КТ 1 1000/5 Зав. №№ 2984А; 2984В;

2984С Госреестр № 3190-72

НКФ-110-57У1

КТ 0,5 (110000/^3)/(100/^3) Зав. №№ 1043; 1057; 1053; Госреестр № 1188-58

НКФ-110-83У1;

КТ 0,5 (110000/<3)/(100/^3) Зав. № 28271 Госреестр № 1188-84; НКФ-110-57У1;

КТ 0,5 (110000/<3)/(100/^3) Зав. №№ 1033; 1056 Госреестр № 1188-58)

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 02059550 Госреестр № 27524-04

СИКОН С10 Зав. № 313 Госреестр № 21741-03

HP DL380 G7 X Зав №№ CZ220403V8; CZ220403V5

Активная Реактивная

2

ПС 220/110/35 НПЗ-220 ОВ 1-3110 кВ 022050001207901

ТВ-110/50 КТ 1 1000/5 Зав. №№ 2989А; 2989В; 2989С Госреестр № 3190-72

НКФ-110-57У1 КТ 0,5 (110000/<3)/(100/^3) Зав. №№ 1043; 1057; 1053; Госреестр № 1188-58

НКФ-110-83У1;

КТ 0,5 (110000/<3)/(100/^3) Зав. № 28271 Госреестр № 1188-84; НКФ-110-57У1;

КТ 0,5 (110000/<3)/(100/^3) Зав. №№ 1033; 1056 Госреестр № 1188-58

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 02056472 Госреестр № 27524-04

СИКОН С10 Зав. № 313 Госреестр № 21741-03

HP DL380 G7 X Зав №№ CZ220403V8; CZ220403V5

Активная Реактивная

Продолжение Таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

3

ПС 220/110/35

НПЗ-220 СШ-110 кВ яч.19 ВЛ-110 кВ НПЗ - ГПП-3 УОС 022050001207201

ТВ-110/50 КТ 1 1000/5 Зав. №№ 3630А; 3630В; 3630С Госреестр № 3190-72

НКФ-110-57У1

КТ 0,5 (110000/^3)/(100/^3) Зав. №№ 9331; 27507; 1467656; Г осреестр №№ 1188-58, 1188-58, 14205-94

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 02054708 Госреестр № 27524-04

СИКОН С10 Зав. № 313 Госреестр № 21741-03

HP DL380 G7 X Зав №№ CZ220403V8; CZ220403V5

Активная Реактивная

4

ПС 220/110/35 НПЗ220 ОВ 2-4-110 кВ 022050001207902

ТВ-110/50 КТ 1 1000/5 Зав. №№ 2985А; 2985В; 2985С Госреестр № 3190-72

НКФ-110-57У1

КТ 0,5 (110000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 9331; 27507; 1467656; Госреестр №№ 1188-58, 1188-58, 14205-94

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 02059564 Госреестр № 27524-04

Активная Реактивная

5

ПС № 61, РУ-6 кВ, 1 СШ-6 кВ яч.№7 022140133114101

ТПЛМ-10

КТ 0,5 150/5 Зав №№ 04821; -; 04839 Госреестр № 2363-68

НТМИ-6

КТ 0,5 6000/100 Зав. № 1261 Госреестр № 831-53

ЕМ 720

КТ 0,2S/1 Зав. № 953610 Госреестр № 39235-08

-

Активная Реактивная

Таблица 3

№ ИИК

Наименование ИИК, включенных в АИИС КУЭ ООО «БГК»

Код точки измерений

8.7

УТЭЦ-3 ВЛ-110 кВ ТЭЦ-3 - ГПП-1 УОС

023070002107203

9.12

Уфимская ТЭЦ-4 ВЛ-110 кВ ТЭЦ-4 - ГПП-1 УОС

023070003107202

9.10

Уфимская ТЭЦ-4 ВЛ-110 кВ ТЭЦ-4 - ГПП-2 УОС

023070003107207

9.11

Уфимская ТЭЦ-4 ВЛ-110 кВ ТЭЦ-4 - ГПП-3 УОС

023070003107102

9.19

Уфимская ТЭЦ-4 ОВ-110 кВ

023070003107901

8.26

УТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 3 СШ, яч.42

021150003314118

8.33

УТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 4 СШ, яч.62

021150003314122

8.27

УТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 3 СШ, яч.44

021150003314119

8.32

УТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 4 СШ, яч.60

021150003314121

8.28

УТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 3 СШ, яч.46

021150003314120

Таблица 4

Номер ИИК

Коэф. мощности cos ф

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)%—1изм<15%

I5%—1изм<120%

I20%—1изм<1100%

1100%—1изм—1120%

1 - 4

ТТ - 1;

ТН - 0,5;

Счетчик - 0,2S

1,0

_

± 3,4

± 1,9

± 1,4

0,9

_

± 4,4

± 2,4

± 1,7

0,8

_

± 5,5

± 2,9

± 2,1

0,7

_

± 6,8

± 3,6

± 2,5

0,6

_

± 8,4

± 4,4

± 3,1

0,5

_

± 10,6

± 5,4

± 3,8

5

ТТ - 0,5;

ТН - 0,5;

Счетчик - 0,2S

1,0

_

± 1,9

± 1,2

± 1,0

0,9

_

± 2,4

± 1,4

± 1,2

0,8

_

± 2,9

± 1,7

± 1,4

0,7

_

± 3,6

± 2,0

± 1,6

0,6

_

± 4,4

± 2,4

± 1,9

0,5

_

± 5,5

± 3,0

± 2,3

Таблица 5

Номер ИИК

Коэф. мощности cosp/sinp

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)%—1изм<15%

I5%—1изм<120%

I20%—1изм<1100%

1100%—1изм—1120%

1 - 4

ТТ - 1;

ТН - 0,5;

Счетчик - 0,5

0,9/0,44

_

± 12,5

± 6,4

± 4,5

0,8/0,6

_

± 8,5

± 4,4

± 3,1

0,7/0,71

_

± 6,7

± 3,5

± 2,5

0,6/0,8

_

± 5,6

± 3,0

± 2,2

0,5/0,87

_

± 4,9

± 2,6

± 2,0

5

ТТ - 0,5;

ТН - 0,5;

Счетчик - 1

0,9/0,44

_

± 12,8

± 7,0

± 5,3

0,8/0,6

_

± 9,0

± 5,2

± 4,2

0,7/0,71

_

± 7,2

± 4,2

± 3,7

0,6/0,8

_

± 6,2

± 4,0

± 3,4

0,5/0,87

_

± 5,5

± 3,7

± 3,3

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение переменного тока от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

• сила переменного тока от 1ном до 1,2-Ihom, cos(p=0,9 инд;

• температура окружающей среды: 20 °С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;

• сила переменного тока от 0,05Jhom до 1,2-Ihom

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики ИИК №№ 1 - 4 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии; счетчик ИИК № 5 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. 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: среднее время наработки на отказ:

• счетчики СЭТ-4ТМ.03 - не менее 90000 часов;

• счетчик ЕМ 720 - не менее 92000 часов;

• УСПД СИКОН С10 - не менее 70000 часов;

среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для УСПД Тв < 2 часов;

• 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 возможность пломбирования;

• на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

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 АИИС КУЭ, УСПД, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях): СЭТ-4ТМ.03 - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;

ЕМ 720 - за весь срок службы; при отключении питания - не менее 5 лет;

• УСПД СИКОН С10 - коммерческий график нагрузки по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6

Таблица 6

Наименование

Тип

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТВ-110/50

12

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57У1

8

Трансформатор напряжения

НКФ-110-83У1

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

1

Наименование

Тип

Количество, шт.

Электросчетчик

СЭТ-4ТМ.03

4

Электросчетчик

ЕМ 720

1

Сервер АИИС КУЭ

HP ProLiant DL380 G7 Х5650

2

Асинхронный сервер RS232/422/485 в Ethernet

MOXA NPort IA 5150

1

KVM-консоль с LCD монитором

ATEN CL5716M

1

GSM-коммуникатор

С-1.02

3

Коммутатор

Cisco Catalyst 2960S-24TS-S

1

Блок питания

MOXA DR-45-24

1

Сервер точного времени

Метроном-200

1

Переносной инженерный пульт

HP Mini-110-4100er

1

Моноблок

HP Compaq 8200

2

Принтер

HP LaserJet 2055

1

Источник бесперебойного питания

Back-UPS CS 500 VA 230V

2

Специализированное программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Паспорт-формуляр

ГДАР.411711.137-02 ПФ

1

Методика поверки

МП 1379/446-2012

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1379/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уфаоргсинтез». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2012 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;

- счетчиков ЕМ 720 - по методике поверки «Счетчик многофункциональный и анализатор качества электрической энергии ExpertMeter 720 (EM 720). Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

- СИКОН С10 - по методике поверки ВЛСТ 180.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИ-ИМС» в 2003 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (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 «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительная системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «Уфаоргсинтез» аттестована ЗАО НПП «ЭнергопромСервис».

Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 041/01.00238-2008/137-02.12012 от 14 сентября 2012 г.

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 Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

7 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.

8 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание