Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО ХК «Якутуголь» вторая очередь (далее - АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и 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, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя:
устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД 1), каналообразующую аппаратуру, встроенный в УСПД 1 приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС).
устройство сбора и передачи данных ARIS MТ200 (далее - УСПД 2), каналообразующую аппаратуру, встроенный в УСПД 2 приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», в качестве основного источника системного времени используется встроенный в УСПД 1 источник точного времени.
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД 2, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД 2 устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы используется сервер с ПО ПК «Энергосфера выполняющий функуции дальнейшей обработки измерительной информации, в частности, вычисление энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в заинтересованные организации и ПАК АО «АТС» осуществляется от сервера БД в виде XML- макетов с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
ИВК имеет возможности:
- собирать данные от системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО ХК «Якутуголь» (Рег. № СИ 54263-13);
- передавать результаты измерений АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь в систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АО ХК «Якутуголь» (Рег. № СИ 54263-13).
ПО ПК «Энергосфера», установленное на Сервере БД обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами, а также использование электронной цифровой подписи (ЭЦП).
Источником сигналов точного времени в АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь (уровень ИВК) является встроенный в УСПД 1 приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС). Погрешность часов УСПД 1 не более ±1 с. Коррекция часов БД происходит от УСПД 1. Сличение часов БД и УСПД 1 происходит не реже, чем 1 раз в час. Коррекция часов БД происходит при расхождении часов БД и УСПД 1 на ±1 с.
Источником сигналов точного времени в АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь (уровень ИИК) является встроенный в УСПД 2 приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС). Погрешность часов УСПД 2 не более ±1 с. Коррекция часов счетчика происходит от УСПД 2. Сличение часов счетчика и УСПД 2 происходит не реже, чем 1 раз в 30 мин. Коррекция часов счетчика происходит при расхождении часов счетчика и УСПД 2 на ±3 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с. в сутки.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь используется ПО ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО.
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о Н | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 40 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | 00 PQCSIDN | | | |
| | кВ, I с.ш., яч. №1 | 200/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 41 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | 00 PQCSIDN | | | |
| | кВ, I с.ш., яч. №3 | 200/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТОЛ 10 УТ 2.1 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 42 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | 00 PQCSIDN | | | |
| | кВ, I с.ш., яч. №4 | 200/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 43 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | 00 PQCSIDN | | | |
| | кВ, I с.ш., яч. №9 | 100/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТОЛ 10 УТ 2.1 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 44 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | 00 PQRSIDN | | | |
| | кВ, I с.ш., яч. №10 | 200/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 45 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | 00 PQCSIDN | | | |
| | кВ, I с.ш., яч. №13. | 50/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПОЛ 10 У3 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 46 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | 00 PQCSIDN | | | |
| | кВ, III с.ш., яч. №14 | 600/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 47 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, I с.ш., яч. №15 | Кл. т. 0,5 150/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТОЛ 10 УТ 2.1 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 48 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II с.ш., яч. №20 | Кл. т. 0,5 150/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 49 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, I с.ш., яч. №21 | Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 50 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, I с.ш., яч. №23 | Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 51 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, I с.ш., яч. №25 | Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 52 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II с.ш., яч. №28 | Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 53 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II с.ш., яч. №30 | Кл. т. 0,5 100/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 54 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II с.ш., яч. №35 | Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 55 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II с.ш., яч. №36 | Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-50 «РМЗ-2» | ТПЛ 10 УЗ | НАМИ-10-95 УХЛ2 | Меркурий 230 ART | ARIS MT200 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 56 | 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II с.ш., яч. №37 | Кл. т. 0,5 50/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| 57 | ПС-50 «РМЗ-2» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II с.ш., яч. №38. | ТПЛ 10 УЗ Кл. т. 0,5 300/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | Меркурий 230 ART 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 58 | ПС-50 «РМЗ-2» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II с.ш., яч. №39 | ТПЛ 10 УЗ Кл. т. 0,5 300/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | Меркурий 230 ART 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 59 | ПС-50 «РМЗ-2»110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II с.ш., яч. №41 | ТПЛ 10 УЗ Кл. т. 0,5 200/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | Меркурий 230 ART 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 60 | ПС-50 «РМЗ-2» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, IV с.ш., яч. №44 | ТПОЛ 10 УЗ Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | Меркурий 230 ART 00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 63 | ПКТП-6-630 кВА-04 №50, РУ-0,4 кВ | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5 | - | Меркурий 230 ART 03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
| 64 | ПКТП-10-630 кВА-04 №51, РУ-0,4 кВ | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5 | - | Меркурий 230 ART 03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | ARIS MT200 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 23 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | 98 до102 |
| - ток, % от ^ом | 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,8 |
| - температура окружающей среды, °C | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 1,0 емк. |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °C | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | от +10 до +30 |
| УСПД, °C | |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 150000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Г лубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
| менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД1, УСПД2 с помощью источников 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 ИВКЭ:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВКЭ;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- ИВКЭ;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- ИВКЭ;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВКЭ (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ АО ХК «Якутуголь» вторая очередь представлена в таблице 4.
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ 10 У3 | 1276-59 | 32 |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10 УТ 2.1 | 6009-77 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ 10 У3 | 51178-12 | 4 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 15173-06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 230 ARТ 00 РQСSIDN | 23345-07 | 20 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 230 ARТ 00 РQRSIDN | 23345-07 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 230 ARТ 03 РQRSIDN | 23345-07 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | ARIS MТ200 | 53992-13 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 17049-09 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 54813-13 | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-1042016 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-104-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО ХК «Якутуголь» вторая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы 6/V3...35 кВ»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков Mеркурий 230 ARJ1 00 РQСSIDN - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;
- счетчиков Mеркурий 230 ARТ 00 РQRSIDN - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;
- счетчиков Mеркурий 230 ARТ 03 РQRSIDN - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;
- УСПД ARIS MТ200 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.424359.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2013 г.;
- УСПД ЭКОМ 3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО ХК «Якутуголь» вторая очередь, аттестованнойФГУП «ВНИИМС», аттестат
об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО ХК «Якутуголь» вторая очередь
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.
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО ХК "Якутуголь" вторая очередь](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО ХК "Якутуголь" вторая очередь")
65776-16: Методика поверки МП 206.1-104-2016Скачать745.9 Кб