Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "РТ-ЭТ" в части энергопотребления ОАО "Светлана

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 838 п. 17 от 23.07.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» (далее -АИИС КУЭ), предназначена для измерения электроэнергии (мощности), потребляемой за установленные интервалы времени различными технологичными объектами ОАО «Светлана», входящими в систему, а также сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.

2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (далее -ИВК), включающий в себя УСПД RTU-327-E1-B02-M02 (далее УСПД RTU-327), сервер HP ProLiant DL120 G7, устройство синхронизации времени УСВ-2, коммутатор Cisco Catalyst 2950-12, технические средства приема-передачи данных -роутер DLink, NPort 5232 (2-портовый асинхронный сервер RS-422/485 в Ethernet), рабочие станции АРМ. Первое АРМ расположено в центре сбора информации в офисе ООО «РТ-ЭТ» и подключено к сети АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана». Второе АРМ расположено на ПАО «Светлана» и использует информацию сервера БД посредством сети Интернет.

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, (где производится хранение измерительной информации, ее накопление, обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и передача накопленных данных по проводным линиям на сервер БД.

Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется от АРМ установленного в ООО «РТ-ЭТ по сети Internet в автоматическом режиме, с использованием ЭП, раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени. В АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» поддержание единого времени осуществляется посредством устройства синхронизации времени УСВ-2, которое синхронизирует время в сервере БД, УСПД RTU-327-E1-B02-M02 (далее УСПД RTU-327) и в счетчиках ИИК.

Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами устройств. Нормирование величин отклонения встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым временем. Синхронизация времени в УСПД RTU-327 осуществляется от устройства синхронизации времени. Синхронизация времени происходит при старте УСПД, а также при отклонении времени УСПД RTU-327 от времени УСВ-2 на величину более ±2 с. Синхронизация времени в сервере БД осуществляется также от УСВ-2. Синхронизация времени на сервере БД происходит при старте, а также при отклонении времени от времени УСВ-2 на величину более ±2 с. Синхронизация времени в ИИК осуществляется при старте УСПД RTU-327, а также при отклонении времени счетчика электроэнергии от времени УСПД RTU-327 на величину более ±3 с, а затем 1 раз в сутки при сеансе связи с УСПД RTU-327.

Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ» используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» (Версия не ниже 15.07), в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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 счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

УСПД

УСВ

Основная погрешность, (±) %

Погрешность в рабочих условиях, (±) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

РТП-3 ТУс.ш

6 кВ яч.12 ф.103-37/83

ТПОЛ-10-УЗ

Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2

Ктн=6000/100 КТ 0,5

Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

RTU-327, рег. № 41907-09

УСВ-2, рег. № 41681-10

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

2

РТП-4 1с. ш

6 кВ яч.6 ф.103-09

ТПЛ-10-М-У2

Ктт=400/5

КТ 0,5S Рег.№ 22192-07

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

3

РТП-5 1с. ш

6 кВ яч.1 ф.103-107/157

ТПОЛ-10-УЗ

Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

4

РТП-5 Пс.ш

6 кВ яч.8 ф.103-117

ТПОЛ-10-УЗ

Ктт=300/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

5

РТП-12 Пс.ш 6 кВ яч.9 ф.103-08/54

ТОЛ-10 -1

Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 15128-07

НАМИТ-10-2

Ктн=6000/100

КТ 0,5

Рег.№ .18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

6

РТП-12 1с.ш

6 кВ яч.4 ф.103-32/78

ТОЛ-10-1

Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 15128-07

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

RTU-327 ,рег. № 41907-09

УСВ-2, рег. № 41681-10

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

7

РТП-13 Шс.ш 6 кВ яч.12 ф.103-14

ТПОЛ-10 -УЗ

Ктт=300/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

8

РТП-17 Пс.ш 6 кВ яч.11 ф.103-15/61

ТПЛ-10-М-У2

Ктт=600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22192-07

ЗНОЛ.06-6УЗ Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

9

РТП-17 1с.ш

6 кВ яч.4 ф.103-43/89

ТПЛ-10-М-У2

Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 22192-07

ЗНОЛ.06-6УЗ Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

10

РТП-21 1с.ш

6 кВ яч.1 ф.103-30/76

ТПОЛ-10-УЗ

Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

11

РТП-24 ТУс.ш 6 кВ яч.13 ф.103-16/62

ТПОЛ-10 -УЗ Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

12

РТП-24 1с.ш

6 кВ яч.1 ф.103-17/63

ТПОЛ-10 -УЗ Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

13

РТП-25 1с.ш

6 кВ яч.1 ф.103-35/81

ТПОЛ-10-УЗ

Ктт=300/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

14

РТП-1 (РП-2710) 1с.ш 6 кВ яч.7 ф.103-34/80

ТПОЛ-10 -УЗ Ктт=600/5

КТ 0,5S

Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

RTU-327 ,рег. № 41907-09

УСВ-2, рег. № 41681-10

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

15

РТП-1 (РП-2710) !Ус.ш 6 кВ яч.13 ф.103-07/53

ТПОЛ-10-УЗ

Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

16

РТП-1 (РП-2710) 1с.ш 6 кВ яч.5 ф.15-11

ТПЛ-10 -М-У2

Ктт=400/5 КТ 0,5S Рег.№ 22192-07

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

17

РТП-6 (РП-2772) УПс.ш 6 кВ яч.22 ф.103-113/163

ТПОЛ-10 -УЗ Ктт=600/5

КТ 0,5S

Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег. №18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

18

РТП-6 (РП-2772) УТс.ш 6 кВ яч.21 ф.103-13/59

ТПОЛ-10-УЗ Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0; Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

19

РТП-27 (РП-2701) 1с. ш. 6 кВ яч.1 ф.15-45

ТПОЛ-10-УЗ

Ктт=400/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

ЗНОЛП 06-У2 Ктн=6300/100 КТ 0,5 Рег.№ 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

20

РТП-31 1с.ш

6 кВ яч.1 ф.103-36

ТПОЛ-10-УЗ Ктт=300/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

21

РТП-31 ГУс.ш 6 кВ яч.9 ф.103-38

ТПОЛ-10 -УЗ Ктт=300/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

22

РТП-34 Пс.ш 6 кВ яч.11 ф.103-33/79

ТПОЛ-10-УЗ

Ктт=600/5

КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

RTU-327 ,рег. № 41907-09

УСВ-2, рег. № 41681-10

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

23

РТП-38 Пс.ш 6 кВ яч.6 ф.103-31/77

ТОЛ-10-1-2-У2

Ктт=600/5 КТ 0,5S Рег.№ 15128-07

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

24

РТП-38 1с.ш 6 кВ яч.1 ф.103-112/162

ТОЛ-10-1-2-У2

Ктт=600/5 КТ 0,5S Рег.№ 15128-07

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

25

РТП-44 Шс.ш

6 кВ яч.7 ф.103-125/175

ТПОЛ-10-УЗ

Ктт=600/5 КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

26

РТП-6 (РП-2772) УПс.ш 6 кВ яч.23 ф.29-82/182

ТПОЛ-10 -уз Ктт=600/5 КТ 0,5S Рег.№ 1261-08

НАМИТ-10-2 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12

активная реактивная

1,3

2,1

4,6

5,4

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие -владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

4. ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии .

5. Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,01 1ном, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 до плюс 35° С, основная погрешность указана для I = 1,0 1ном, cos ф = 0,8 инд.

Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

26

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

- частота, Гц

от 98 до 102 от 100 до 120

0,8 от +21 до +25 от 49,6 до 50,4

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности cos9 (sm9)

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

- температура окружающей среды для УСПД, °С

- температура окружающей среды для сервера, °С:

- атмосферное давление, кПа

- относительная влажность, не более ,%

- частота, Гц

от 90 до 110

от 1 до 120

от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +60 от -40 до +70 от +10 до + 30 от +10 до + 30

от 80 до 106,7 кПа 98 %

от 49,6 до 50,4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее УСВ-2:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

35000

100000 1

40000

Глубина хранения информации

Счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 М:

- каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, суток

УСПД:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

113

5

5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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 сервера:

- параметрирование;

- попытка не санкционируемого доступа;

- коррекция времени;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера;

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована);

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

Цикличность:

- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-10 -УЗ

54 шт.

ТПЛ-10-М-У2

12 шт.

ТОЛ-10-1

6 шт.

ТОЛ-10-1-2-У2

6 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

21 шт.

ЗНОЛ.06-6УЗ

6 шт.

ЗНОЛП 06-У2

3 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

26 шт.

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-2

1 шт.

Основной сервер

HP ProLiant DL120 G7

1 шт.

Устройство сбора и передачи данных (УСПД)

RTU-327

1 шт.

Автоматизированное рабочее место

АРМ

2 шт.

Продолжение таблицы 4

1

2

3

Документация

Методика поверки

МП 4222-02-7707744367 -2013

1 экз.

Формуляр

ФО 4222-02-7729667652-2018 с Изменением №1

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-02-7707744367-2013 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 18.06.2013 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- УСПД RTU-327 - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. ДЯИМ.466215.005 МП. Методика поверки, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г;

- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с документом, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ1 МП. Методика поверки, утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05. 2012 г.;

- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2.

Методика поверки ВЛСТ. 237.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.2009 г;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04);

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» - МВИ 4222-02-7707744367-2013. Методика (метод) аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 56/01.00181-2008/2013 от 18.06.2013 г.

Нормативные документы

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

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

Развернуть полное описание