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

Основные
Тип
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