Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "ПромЭнерго" (ГТП ООО "Завод СинКрис") Нет данных. 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) ООО "ПромЭнерго" (ГТП ООО "Завод СинКрис") Нет данных

Основные
Тип Нет данных
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 47 от 24.01.12 п.31
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 45315
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ПромЭнерго» (ГТП ООО «Завод СинКрис») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения календарного времени, интервалов времени, 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, ПСЧ-4ТМ.05М по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии; 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-ой уровень - устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее -УСПД) и каналообразующая аппаратура.

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, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 426), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (№2395), 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 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.

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

Для измерительных каналов (ИК) № 1-16 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 стандарта GSM.

Для ИК № 17-18 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 используются сотовые каналы связи стандарта 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-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. Время ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. . Время УСПД синхронизировано с временем ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение времени сервера сбора данных и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с УСПД (для ИК № 1-16) или с ИВК (для ИК №17-18) производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «ПромЭнерго» (ГТП ООО «Завод СинКрис») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «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 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентиф икаци-онное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

MD5

1

2

3

4

5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePira-mida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

мида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

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

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Номер точки изме-______рений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ПС «Кварц»

1

ПС «Кварц»

110/10 кВ,

ТЛК-10 800/5 Кл. т. 0,5 Зав.№14963 Зав.№14969

ЗНОЛ.06 10000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5 Зав.№7745 Зав.№7699 Зав.№8072

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.

активная

±1,1

±2,9

2СШ-10 кВ, яч. №25, фидер 1022

0,2S/0,5 Зав. № 0810110069

реактивная

±2,6

±4,5

2

ПС «Кварц»

110/10 кВ,

ТЛК-10 800/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 14964 Зав.№ 15092

ЗНОЛ.06 10000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5 Зав.№ 7745 Зав.№ 7699 Зав.№ 8072

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.

активная

±1,1

±2,9

2СШ-10 кВ, яч. №19, фидер 1006

0,2S/0,5 Зав. № 0810110037

СИКОН С70

реактивная

±2,6

±4,5

3

ПС «Кварц»

110/10 кВ,

ТЛК-10 1000/5 Кл. т. 0,5

Зав.№ 15141

Зав.№14841

ЗНОЛ.06 10000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5 Зав.№6696 Зав.№6971 Зав.№8117

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.

Зав.№ 06205

активная

±1,1

±2,9

1СШ-10 кВ, яч. №13, фидер 1023

0,2S/0,5 Зав. №

0810110181

реактивная

±2,6

±4,5

4

ПС «Кварц»

110/10 кВ,

ТЛК-10 800/5 Кл. т. 0,5 Зав.№15044 Зав.№14934

ЗНОЛ.06 10000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5 Зав.№6696 Зав.№6971 Зав.№8117

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.

активная

±1,1

±2,9

1СШ-10 кВ, яч. №5, фидер 1009

0,2S/0,5 Зав. № 0810110163

реактивная

±2,6

±4,5

ПС «З

аозерная»

ПС «Заозерная»

ТПЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№49623 Зав.№49618

НТМИ-10

СЭТ-4ТМ.03М

СИКОН

актив-

±1,1

±2,9

5

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №26,

10000/100

Кл. т.

С70

ная

Кл. т. 0,5

Зав.№859

0,2S/0,5 Зав. № 0810110006

Зав.№ 06206

реактивная

±2,6

±4,5

фидер 1026

Номер точки изме-______рений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях %

6

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №24, фидер 1024

ТПОЛ-10 600/5

Кл. т. 0,5 Зав.№12937 Зав.№ 13302

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№859

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110058

СИКОН С70 Зав.№ 06206

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

7

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №20, фидер 1020

ТПЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№53609 Зав.№48359

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№859

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110055

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

8

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №10, фидер 1010

ТПЛ-10-М 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№2782 Зав.№32

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№859

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 0810110111

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

9

ПС «Заозерная»

110/10 кВ,

1СШ-10 кВ, яч. №7, фидер 1007

ТПОЛ-10 600/5

Кл. т. 0,5 Зав.№18575 Зав.№18493

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110054

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

10

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 1СШ-10 кВ, яч. №13, фидер 1001

ТПЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№30458 Зав.№30972

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110005

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

11

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 1СШ-10 кВ, яч. №19, фидер 1011

ТПЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№30978 Зав.№21159

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110160

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

12

ПС «Заозерная»

110/10 кВ,

1СШ-10 кВ, яч. №27, фидер 1019

ТПОЛ-10 600/5

Кл. т. 0,5 Зав.№17413

Зав.№ 17141

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110177

СИКОН С70 Зав.№ 06206

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

13

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 1СШ-10 кВ, яч. №29, фидер 1021

ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№46209 Зав.№52836

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110149

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

14

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 1СШ-10 кВ, яч. №31, фидер 1023

ТЛМ-10 200/5

Кл. т. 0,5 Зав.№00211 Зав.№00230

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110170

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

15

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №6, фидер 1006

ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№49618 Зав.№49612

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 859

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110068

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

16

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №22, фидер 1022

ТПОЛ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав.№30308 Зав.№31773

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 859

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110013

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

Окончание таблицы 2

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ООО «Завод ТехноКварц» - «Мещерская+» КТП .

V»18, «Топ Инвест» КТП №

«19

17

КТП №18 (10/0.4 кВ), РУ-0,4 кВ, КЛ-0.4 кВ «Мещер-ское+»

ТШП-0,66 400/5

Кл. т. 0,5S Зав.№ 1025435 Зав.№ 1025245 Зав.№ 1025104

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0609110116

ИВК «ИКМ-Пирамида» №426

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±2,0

±3,5

18

КТП №19 (10/0.4 кВ), РУ-0,4 кВ, КЛ-0.4 кВ «Топ Инвест»

ТШП-0,66 2000/5

Кл. т. 0,5S Зав.№ 1038101 Зав.№ 1038108 Зав.№ 1038530

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0609110032

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±2,0

±3,5

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 (0,95 + 1,05) ином; ток (1 + 1,2) 1ном; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С;

4. Рабочие условия эксплуатации:

-параметры сети: напряжение - (0,9 - 1,1); тока - (0,01 - 1,2)1ном; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

5. Допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 до + 70°С; счетчиков -от минус 40 до + 60 °С; УСПД - от минус 10 до + 50 °С; ИВК - от плюс 10 до + 25 °С;

6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до + 25 °С.

7. 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.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ООО «ПромЭнер-го» (ГТП ООО «Завод СинКрис») порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

9 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;

- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 час.

- УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности 168 часов.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника 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, параметрирова-нии:

- 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 - 3 года;

- 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) ООО «ПромЭнерго» (ГТП ООО «Завод СинКрис») типографским способом.

Комплектность

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

Наименование

Количество

Трансформатор тока ТЛК-10 (Госреестр № 9143-06)

8 шт.

Трансформатор тока ТПЛМ-10 (Госреестр № 2363-68)

6 шт.

Трансформатор тока ТПОЛ-10 (Госреестр № 1261-02)

8 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10-М (Госреестр № 22192-07)

2 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10 (Госреестр № 1276-59)

6 шт.

Трансформатор тока ТЛМ-10 (Госреестр № 2473-05)

2 шт.

Трансформатор тока ТШП-0,66 (Госреестр № 15173-06)

6 шт.

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 (Госреестр № 3344-04)

6 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-10 (Госреестр № 831-53)

1 шт.

Трансформатор напряжения НОМ-10 (Госреестр № 363-49)

3 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08)

16 шт.

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М.04 (Госреестр № 36355-07)

2 шт.

Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05)

1 шт.

ИВК «ИКМ-Пирамида»

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 48915-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Про-мЭнерго» (ГТП ООО «Завод СинКрис»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 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»;

- ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки - ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ;

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

- Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

- ИВК «ИКМ-Пирамида»  - по документу «Комплексы информационно

вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»;

- УСВ-2 - по документу ИВК «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «ПромЭнерго» (ГТП ООО «Завод СинКрис»)».

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 52323-2005

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S».

ГОСТ Р 52425-2005

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энер-

Г^Т/ГТ/Г\\

ГОСТ 22261-94

г ии».

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание