Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Рязанская энергетическая сбытовая компания" (ЗАО "Жигулевские стройматериалы"). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Рязанская энергетическая сбытовая компания" (ЗАО "Жигулевские стройматериалы")

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 6304 от 11.11.11 п.01
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 44368
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Рязанская энергетическая сбы-товая компания» (ЗАО «Жигулёвские стройматериалы») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «СИКОН С70».

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (№1480), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные 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 преобразуют 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.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (ИК) № 1-7, 15-19 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по сотовым каналам связи.

Для ИК №8-14, 20-21 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает непосредственно в ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Для передачи данных используется сотовые каналы связи типа GSM.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-1, синхронизирующих собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Погрешность синхронизации не более ±0,5 с. Время сервера АИИС КУЭ, установленному в ЦСОИ ОАО «Рязанская энергетическая сбытовая компания», синхронизировано с временем УСВ-1, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Время УСПД синхронизировано с временем сервера АИИС КУЭ, сравнение времени сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с УСПД (для ИК № 1-7, 15-19) или с ИВК (для ИК №8-14, 20-21) производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с (не чаще один раз в сутки). Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Рязанская энергетическая сбы-товая компания» (ЗАО «Жигулёвские стройматериалы») используется ПО «Пирамида 2000» версии 20, в состав которого входят программы указанные в таблице 2. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

«Пирамида 2000»

20

-

Пирамида 2000 АРМ:Предприятие

Р2КСНе^.ехе

20.25/2010

A9295EBCDFF61F6 D1209D37863D9B4 89

MD5

Пирамида 2000.Модуль субъекта ОРЭ

Р2 RCiienRORE). exe

20.65/2010

592FF80B1215C19

AEC9C7485087F41

24

MD5

Пирамида 2000.Модуль субъекта ОРЭ

20.65/2010

Пирамида 2000 Сервер

I^RServer.exe

20.02/2010/С-

1024

6F1E5B9A922321F B8D40151CD822AF AD

MD5

Системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000» внесены в Госреестре №21906-11.

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.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Номер точки изме-рени й

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВ-КЭ)/ УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110

/6 кВ «Цементная»

1

ПС 110/6 кВ «Цементная» 1Т; ввод 1-6 кВ яч. 15

ТПШФА Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 2978 Зав. № 3677 Зав. № 8799

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 1245

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812106936

СИКОН С70 Зав. № 05648

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

2

ПС 110/6 кВ "Цементная" 1Т; ввод 2-6 кВ яч. 8

ТПШФА Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 141938 Зав. № 141920 Зав. № 141922

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 1356

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802112079

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

ПС 110/6 кВ "Цементная" 2Т; ввод 1-6 кВ яч. 31

ТПШФА Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 141930 Зав. № 141989

ТПШФА Д

Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 141941

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 1479

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110648

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

4

ПС 110/6 кВ "Цементная" 2Т; ввод 2-6 кВ яч. 24

ТПШФА Д

Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 141930

ТПШФА Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 1419281 Зав. № 4376

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 1296

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110633

СИКОН С70 Зав. № 05648

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

5

ПС 110/6 кВ "Цементная" яч. 12

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 43504

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 01478

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 1356

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802112105

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

6

ПС 110/6 кВ "Цементная" яч. 38

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5

Зав. № 49002 Зав. № 42583

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 1296

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812106592

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

7

ПС 110/6 кВ "Цементная" яч. 27

ТПОФ Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 51086 Зав. № 51034

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 1479

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110652

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС № 9

8

ПС №9, яч.

17

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 4603 Зав. № 4376

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № ПХСЕХ

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110702

HP ProLiant ML350 R05 S/N CZJ837 02HN

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

9

ПС №9, яч.

29

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 8785 Зав. № 8852

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № ПХСЕХ

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110695

HP ProLiant ML350 R05 S/N CZJ837 02HN

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

20

ПС № 9, яч. 2

ТПФМД Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 586

Зав. № 432

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 5581

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110598

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

ПС J

V» 13 «Мелзавод»

11

ПС № 13 Мелзавод, яч. 13

ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 57828 Зав. № 58693

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 2952

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802112162

HP ProLiant ML350 R05 S/N CZJ837 02HN

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

10

ПС № 13 Мелзавод, яч. 5

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 9128 Зав. № 9131

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 2952

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110577

HP ProLiant ML350 R05 S/N CZJ837 02HN

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

ЯКНО №2

12

ЯКНО №2

ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 11477

Зав. № 93607

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/10 0

Зав. № 762

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110699

HP ProLiant ML350 R05 S/N CZJ837 02HN

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС № 5

13

ПС № 5, РУ-6 кВ, яч. 0

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 09029 Зав. № 30742

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № ТЕПТ

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110582

HP ProLiant ML350 R05 S/N CZJ837 02HN

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

14

ПС № 5, РУ-6 кВ, яч. 22

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 24572 Зав. № 4555

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № ЕУЕВ

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.

0,2S/0,5 Зав. № 0812106943

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

ПС 35/6 кВ «Глинокарьер»

15

ПС 35/6 кВ «Г лино-карьер» яч. 4

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 21959

ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 7994

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 4646

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110659

СИКОН С70 Зав. № 05647

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

16

ПС 35/6 кВ «Г лино-карьер» яч.

8

ТВЛМ-10-1

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 6698 Зав. № 6693

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 4646

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110692

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

17

ПС 35/6 кВ «Г лино-карьер» яч.

1

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 55714 Зав. № 66158

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 4646

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802112099

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

18

ПС 35/6 кВ «Г лино-карьер» яч. 9

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 01370

ТОЛ 10

Кл.т. 0,5 150/5

Зав. № 11480

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 4646

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.

0,2S/0,5 Зав. № 0812107091

СИКОН С70 Зав. № 05647

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

19

ПС 35/6 кВ «Г лино-карьер» яч. 7

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 5221 Зав. № 2248

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/10 0

Зав. № 4646

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110689

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

ЯКНО №1

21

ЯКНО №1

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5

Зав. № 01382 Зав. № 01390

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/10 0

Зав. № 1366

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802110665

HP ProLiant ML350 R05 S/N CZJ837 02HN

Активная,

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,7

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,01 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 ^ 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 + 1,0 (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Рязанская энергетическая сбы-товая компания» (ЗАО «Жигулёвские стройматериалы») порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источ

ника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Рязанская энергетическая сбы-товая компания» (ЗАО «Жигулёвские стройматериалы») типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Кол-во, шт.

Трансформатор тока ТПШФА

10

Трансформатор тока ТПШФАД

2

Трансформатор тока ТПФМД

2

Трансформатор тока ТЛМ-10

13

Трансформатор тока ТПЛМ-10

1

Трансформатор тока ТВЛМ-10

8

Трансформатор тока ТПОФ

2

Трансформатор тока ТОЛ 10

6

Трансформатор тока ТПЛ-10

2

Трансформатор напряжения НТМИ-6

6

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66

5

Трансформатор напряжения НАМИ-10

5

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

2

Методика поверки

21

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 48190-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Рязанская энергетическая сбы-товая компания» (ЗАО «Жигулёвские стройматериалы»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в сентябре 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

• СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;

• устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу

«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

• УСВ-1 - по документу ИВК «Усройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП»;

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе "Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Рязанская энергетическая сбы-товая компания» (ЗАО «Жигулёвские стройматериалы»).

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.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

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

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

"Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Рязанская энергетическая сбы-товая компания» (ЗАО «Жигулёвские стройматериалы»).

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание