Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО "РАСКО" "Воронежский стеклотарный завод" Нет данных. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО "РАСКО" "Воронежский стеклотарный завод" Нет данных

Основные
Тип Нет данных
Год регистрации 2009
Дата протокола 08д от 16.07.09 п.161
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 35690
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 Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для эффективного автоматизированного коммерческого учета электроэнергии (мощности) в Филиале ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС».

Описание

Функции АИИС КУЭ. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Таблица 1 - Перечень функций выполняемых АИИС КУЭ, периодичность их выполнения:____

Наименование функции

Наименование задачи

Период выполнения функции

1

2

3

Уровень измерительно-информационной точки учета (ИИК ТУ)

Самодиагностика счетчика

Проверка функционирования

Циклическая, непрерывная

Автоматическое           измерение

физических величин

Формирование профиля нагрузки с получасовым интервалом, сохранность информации при пропадании питания

30 мин

Измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии

Автоматическое       архивирование

получасовых приращений активной и реактивной энергии с привязкой к календарному       времени       в

энергонезависимой памяти

30 мин

Коррекция времени счетчика

Обеспечение единого календарного времени в системе

Один раз в сутки, от СОЕВ

Контроль     несанкционированного

доступа, изменения параметров, даты и времени, пропадания питания, выхода за пределы допусков нормируемых величин

Ведение «Журнала событий»

Непрерывно, по факту события Доступ к измеренным данным и «Журналам          событий»

Уровень измерительно-вычислительного комплекса с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ)

Чтение коммерческих и служебных данных счетчика

Чтение коммерческих и служебных данных счетчика

Автоматически, по расписанию или запросу ИВК ИВКЭ

Конфигурирование               и

параметрирование системы и сервера

Описание в СПО конфигурации АИИС КУЭ:

-параметров        ИИК        ТУ

(измерительных каналов),

Однократно, при проведении пуско-наладочных работ (ПНР)

1

2

3

- протоколов доступа к счетчикам;

- протоколов выдачи информации на верхние уровни.

Ведение «Журнала событий» сервера

Ведение журнала событий счетчиков Коррекция времени сервера Пропадание напряжения в сервере Фиксация изменения настроечной информации в «Журнале событий» сервера

1 раз в 30 мин.

1 раз в 30 мин.

Непрерывно, по факту события.

Формирование аппаратной и программной защиты от несанкционированного доступа

Предотвращение несанкционированного доступа и искажения информации

Однократно, при проведение ПНР. Проверка периодически

Автоматический сбор данных о состоянии средств измерений

Контроль состояния средств измерений чтение «Журналов событий» ИИК ТУ

Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу      со      стороны

энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ЦДУ

Приведение результатов измерений к именованным величинам

Обработка результатов измерений при поступлении новых данных

Непрерывно

Обеспечение сохранности результатов измерений

Доступ к результатам измерений. Архивирование результатов измерений в энергонезависимой памяти

При поступлении новых данных

Доступ к данным о состоянии средств измерений

Передача данных о состоянии средств измерений

Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу      со      стороны

энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ЦДУ

Обеспечение единого календарного времени в системе

Синхронизация времени счетчиков, ИВК с функциями ИВКЭ и АРМ.

Не реже 1 раз в сутки

Не реже 1 раз в 30 минут

Проверка наличия коррекции времени счетчика

Контроль за работоспособностью СОЕВ

1 раз в сутки

Резервирование баз данных

Сохранность информации

1 раз в сутки

Восстановление данных

Повторным запуском программы «Энфорс      Энергия+»,      после

восстановления связи со счетчика

При отсутствии данных

Довосстановление данных

Довосстановление данных с резервных баз, непосредственно со счетчика

При отсутствии данных

Обеспечение      информационного

обмена с внешними системами.

Передача данных

В соответствии с Соглашением об информационном обмене

Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» результатов измерений

Формирование макетов с электронной цифровой подписью

В соответствии с регламентом реализуется сбытовой компанией

Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» данных о состоянии средств измерений

Формирование информации для передачи документов в виде макета 80020 в формате XML с электронной цифровой подписью

В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией

Предоставление             данных

коммерческого учета электроэнергии смежным субъектам ОРЭ за сутки (месяц)

Формирование макетов с электронной цифровой подписью

В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией

Контроль     состояния     средств

измерений смежным субъектом ОРЭ

Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ

В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией

Предоставление пользователям и эксплуатационному       персоналу

информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа

Предоставление пользователям и эксплуатационному        персоналу

информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа

По запросу и автоматически

Расчет учетных показателей

Приведение данных точек измерения к данным точек учета

Автоматически раз в 30 минут или по запросу

Учет потерь электроэнергии от точки измерения до точки учета

Формирование учетного показателя или формирование потерь

Автоматически раз в 30 минут или по запросу

Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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.

В цифровом виде измеренная в счетчике информация по каналам радиосвязи передается на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (ГТС коммутируемый и Интернет) вышестоящим пользователям (сбытовая компания - поставщик электроэнергии, ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиал ОАО «МРСК Центра» - «Воронежэнерго», «СО-ЦДУ ЕЭС» Воронежское РДУ, ОАО «Воронежская энергосбытовая компания»). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по ИИК ТУ. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

Состав измерительных каналов. АИИС КУЭ состоит из 2 уровней.

1-й уровень - уровень 4 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) содержит в своем составе:

• измерительные трансформаторы тока (ТТ) типов ТПОЛ-10 и ТПЛ-10 по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5;

• измерительные трансформаторы напряжения (TH) типов НТМИ-6-66 и НТМИ-6 по ГОСТ 19832001 КТ 0,5;

• вторичные цепи;

• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровым выходным интерфейсом RS-485 (счетчики) по ГОСТ 30206-94 (активная энергия) и ГОСТ 26035-83 (реактивная энергия) типов СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5s/0,5 и ПСЧ-4ТМ.05.12 КТ 0,5s/l,0;

• технические средства приёма-передачи данных на 2 уровень - радиомодем «Спектр-33»;

• преобразователь-коммутатор ПР 4-4 для согласования работы интерфейсов RS-232C, RS-485;

• систему обеспечения единого времени (СОЕВ) - блок синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) содержит в своем составе:

• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении на основе аппаратных средств - сервер HP ProLiant ML350R05 Х5140 (2.13GHz-lx4MB) Dual Core IP, 1GB, 120GB HP-SATA 2.5 ETY ly WTY;

• источник бесперебойного питания Ippon Smart Power Pro 1000 VA;

• технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.

• АРМы диспетчера, пользователей;

• технические средства приёма-передачи данных от ИИК ТУ в ИВК с функциями ИВКЭ (радиомодем «Спектр-33»), обмен данными с внешними пользователями- потребителями информации обеспечивается в автоматическом режиме через коммутируемый канал телефонной ГТС и On Line Internet канал (модемы ZyXEL OMNI, ZyXEL ADSL2+).

Программные средства:

• ОС Microsoft Windows/server 2003;

• программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ» (версия 2.2 НСЛГ.466645.018 ПА), содержащее программные модули: Модуль администратора; Модуль администратора отчетов; Модуль ручной обработки данных; Модули диспетчерского контроля информации АСКУЭ; Модуль ручного ввода (редактирования) данных; Модуль экспорта-импорта данных в формате АСКП; Модуль формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070) в ЗАО «ЦДР ФОРЭМ»; Модуль формирования и отправки макетов 80020 в ОАО «АТС»; Модуль контроля доставки в ОАО «АТС» макетов 80020; Модуль генерации отчетных форм; Модуль загрузки данных из текстовых файлов «Конфигуратора СЭТ-4ТМ»; Модуль контроля коррекции времени в ИИК.

• ПО «Энфорс Энергия+» (версия 1.6.9 НСЛГ.4666445.018 И4) для сбора коммерческой информации со счетчиков (программа «Collector»);

• ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» для настройки счетчиков.

Организация системного времени. СОЕВ обеспечивает непрерывный прием сигналов точного времени от глобальной спутниковой системы GPS с помощью блока синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355. Коррекция времени в счетчиках осуществляется блоком БСЧРВ-011 один раз в сутки с точностью ±2 с/сут. Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ и АРМах - каждые полчаса с точностью ±2 с/сут. Источником точного времени для ИВК с функциями ИВКЭ является счетчик СЭТ-4ТМ.02.2, а для АРМ - сервер.

Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечивать при этом точность системного времени ± 5 с/сут.

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.

Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3, которые содержат перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик. В таблице 4 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 2 - Перечень ИК коммерческого учета АИИС КУЭ и их состав

Канал измерений

Средство измерений

Ктт •Ктн •Кеч

Наименование измеряемой величины

№ ИК код ОАО АТС

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Xs Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

1

2

3

4

5

6

7

Филиал ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный заводл

№_________

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКОЛ «Воронежский стеклотарный заводл

№01

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

РУ-2 6 кВ яч.7 Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл

ТТ

КТ=0,5; Ктг=1500/5 № 1261-59

А

тпол-ю

066

18000

Ток первичный, I,

С

ТПОЛ-Ю

2267

TH

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

О ш >

НТМИ-6-66

1926

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

КТ=0,5/0,5 Ксч=1 №20175-01 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч

СЭТ-4ТМ.02.2

06052418

Ток вторичный, 12

Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

гч

РУ-2 6 кВ яч.ЗЗ Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл

ТТ

КТ=0,5; Кп=1500/5 № 1261-59

А

тпол-ю

447

18000

Ток первичный, 1|

С

тпол-ю

2268

TH

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49

< я о

НТМИ-6

6252

Напряжение первичное, U,

Счетчик

КТ=0,5/0,5 Ксч=1 № 20175-01

Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч

СЭТ-4ТМ.02.2

06052537

Ток вторичный, 12

Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

m

РУ-2 6 кВ яч.11 Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл

ТТ

КТ=0,5 Ктг= 150/5 № 1276-59

А

тпл-ю

13153

1800

Ток первичный, I,

С

тпл-ю

13158

TH

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

А

В

С

НТМИ-6-66

1926

Напряжение первичное, Ц

Счетчик

KT=0,5S/1.0 Ксч=1 № 27779-04

Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)ч

ПСЧ-4ТМ.05

0309070424

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

м-

РУ-2 6 кВ яч.31 Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл

ТТ

КТ=0,5 Кп-600/5 № 1261-59

А

тпол-ю

15811

7200

Ток первичный, 1,

С

тпол-ю

13607

TH

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49

О со >

НТМИ-6

6252

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

КТ=0,58/1,0 Ксч=1 № 27779-04

Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч

ПСЧ-4ТМ.05

0301075098

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

Примечание - Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение характеристики

Примечания

1

2

3

Количество ИК коммерческого учета.

4

-

Номинальное напряжение на вводах системы, В

6000/100

ИК № 1 - 4

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

1500/5

600/5

150/5

ИК№ 1,2 4

3

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos(p2=0,8 икд), В-А

10

15

ИК№ 1, 3

2,4

Мощность нагрузки TH (при cos<p2 =0,8 инд), В-А

75

ИК № 1 - 4

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных1 условий эксплуатации ИК № 1-4 АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95________________________________________________________________

S wp .%

№ ИК

КТтг

КТтн

КТсч

Значение

COS ф

5 %<1/1п1 2<20% WP 5 %— Wp3«Wp 20 %

20%<I/In<100%

WP20 % -Wp<Wp1Oo %

100%< I/In<120%

Wpioo% <WP< WP12o%

1-4

0,5

0,5

0,5

0,5s

1,0

±2,2

±1,3

±1,2

0,8

±3,1

±1,8

±1,5

0,5

±5,6

±3,1

±2,5

3 WQ, %_______________________________________

№ ИК

КТтг

КТтн

КТсч

Значение cos <р (sin ф)

5%<1Лп<20%

Wq 5 % <Wq< Wq 20 %

20%<I/In<100% Wq 20 % — Wq<Wq 100 %

100%< I/In<120% Wq |00%^Wq< Wq12q%

1,2

0,5

0,5

0,5

0,8(0,6)

±4,5

±2,5

±1,9

0,5(0,87)

±2,7

±1,6

±1,3

3,4

0,5

0,5

1,0

0,8(0,6)

±4,9

±2,8

±23

0,5(0,87)

±3,2

±2,1

±1,8

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут

±5

УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КОМПОНЕНТОВ ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

• трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;

• счётчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 26035-83

Таблица 5-Условия эксплуатации _________________________________________________________

Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала

Компоненты АИИС КУЭ

Счетчики

ТТ

TH

Сила переменного тока, А

^2 мин ~ А макс

Л МИН —    Л ном

Напряжение переменного тока, В

0,9(72нОм “ 1,1 t/гном

0,9(71 НОМ - 1,1 (71 НОМ

Коэффициент мощности (cos ф)

0,5 ннд-1,0-0,8 емк

0,8 инн.-1,0

0,8 „нд-1,0

Частота, Гц

47,5 - 52,5

47,5 - 52,5

47,5 - 52,5

Температура окружающего воздуха, °C -По ЭД - Реальные

От минус 40 до плюс 55

От 5 до 35

От минус 40 до плюс 60

От 5 до 35

От минус 40 до плюс 60

От 5 до 35

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos(p2=0,8 ннд)

0,25S2hom — ГО^гном

Мощность нагрузки TH (при coscp2=0,8 инд)

0,25SHOM — 1,05ном

Надежность применяемых в системе компонентов

Для трансформаторов тока:

• среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для трансформаторов напряжения:

• среднее время наработки на отказ не менее 440000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для счётчиков электроэнергии:

• среднее время наработки на отказ (сэт-4тм.02.2) не менее 55000 ч, (псч-4тм.05) не менее 90000 ч

• среднее время восстановления не более 2 ч;

• срок службы, не менее 30 лет

Для сервера:

• коэффициент готовности не менее 0,99,

• среднее время наработки на отказ не менее 40000 ч,

• среднее время восстановления не более 1 ч.

Для СОЕВ:

• среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч,

• среднее время восстановления не менее 0,5 ч;

• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Для каналообразующей аппаратуры:

• среднее время наработки на отказ:

радиомодем «Спектр 433» не менее 25000 ч,

модемы ZyXEL OMNI и ZyXEL ADSL2+ не менее 44000 ч,

сетевой коммутатор ZyXEL ES-4024 не менее 219793 ч,

• среднее время восстановления не менее 0,4 ч.

Для каналов передачи данных:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• скорость передачи данных 9600 бит/с.

Надежность системных решений:

• резервирование питания счетчика;

• наличие резервного сервера с резервной базой данных;

• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий в журнале событий счётчика:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике

Регистрация событий в журнале событий сервера:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• счётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей;

• сервера

Защита информации на программном уровне:

• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

• установка пароля на счетчик;

• установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации:

• счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года; хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.

Поверка

1. Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в июне 2009 г.

Таблица 6 - Перечень эталонов и вспомогательных средств, применяемых при проверке АИИС

Наименование эталонов, вспомогательных СИ

Тнп

Основные требования к метрологическим характеристикам (MX)

Цель использования

1

2

3

4

1.Термометр

ТП 22

ЦД 1 °C в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °C

Контроль температуры окружающей среды

2. Барометр-анероид

БАММ 1

Атм. давление 80-106 кПа

Отн. погрешность ± 5%

Контроль атмосферного давления

3. Психрометр

М-4М

КТ 2,0

Контроль относительной влажности

4 Миллитесламетр

МПМ-2

ПГ 7,5 %

Измерение напряженности магнитного поля

5. Измеритель показателей качества электрической энергии

Ресурсам

КТ 0,2 (напряжение гармоник)

Измерение      показателей      качества

электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97

б.Вольтамперфазометр

ПАРМА ВАФ-Т

КТ 0,5

Напряжение 0-460 В

Ток 0-6 А

Частота 45-65 Гц

Фазовый угол от минус180 до 180 град.

Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током

7. Прибор сравнения

КНТ-03

1,999 ВА;

19,99 ВА;

199,9 ВА

ПГ ±0,003 ВА

ПГ ±0,03 ВА

ПГ ±0,3 ВА

Измерение     полной     мощности

вторичной нагрузки ТТ

8. Радиочасы

МИР-1

Использование сигнала точного времени

1

2

3

4

9. Секундомер

СОСпр-1

0-30 мин., ЦД 0,1 с

При определении погрешности хода системных часов

10. Переносной компьютер (ноутбук)

Для непосредственного считывания информации со счетчиков

11. Устройство сопряжения оптическое

УСО-2

Преобразователь сигналов для считывания информации со счетчиков через оптический порт

12 . ПО: «Энфорс АСКУЭ»,       ПО

«КонфигураторСЭТ-4ТМ»

Тестовые файлы, пусконаладочные, настроечные, диагностические работы по проверке функционирования счетчиков, АИИС в целом.

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми MX.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

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

Счетчики по методикам поверки, согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ», ИЛГШ.411152.126 РЭ1 (ПСЧ 4ТМ.05) и ИЛГШ.411152.087 РЭ1 (СЭТ-4ТМ.02-02),

Межповерочный интервал АИИС КУЭ - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,

ГОСТ Р 8.596-002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Технорабочий проект Автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод» НСЛГ.466645.018 РП

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод», заводской номер 01, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.

Развернуть полное описание