Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ННК"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1496 п. 40 от 19.12.2013
Класс СИ 34.01.04
Примечание 14.05.2014 заменен на 56008-14
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52322-2005 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 и 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер, GSM-модем, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), расположенные на каждом из предприятий, и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М, Альфа А1800 и СЭТ-4ТМ.03М по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на коммуникаторы типа С.1-02, осуществляющие консолидацию измерительных каналов (далее - ИК) в группы, дальнейшую передачу накопленных данных по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ. Цифровой сигнал с выходов счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК передается посредством встроенного коммуникатора GSM

C-1.02.01 по по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ. Сервер ИВК осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС», региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС» (РДУ) и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется от ИВК АИИС КУЭ по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответ-свии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и уровень ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера ИВК с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью модуля ПО «Альфа ЦЕНТР» (AC_T) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с сервером ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с., но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «ННК» используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Альфа ЦЕНТР»

Программа - планировщик опроса и передачи данных

Amrserver.exe

12.07.04.01

045761ae9e8e40c82b0 61937aa9c5b00

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

Amrc.exe

182cd539b83b8734c8 387c22d72ffff9

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

Атга.ехе

f5df8fc01ad2da8cd818 c668f5effd82

Драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

860d26cf7a0d26da4ac b3862aaee65b1

Библиотека шифрования пароля счетчиков

Encryptdll.dll

0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c

Библиотека сообщений планировщика опросов

Alphamess.dll

b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd

Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии «АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.

Пределы 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 1-го и 2-го уровня измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня ИК АИИС КУЭ ОАО «ННК» и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

Основ ная погрешность, %

Погреш ность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ООО «Биянковский щебеночный завод»

1

1

ПС 110/6 кВ "МММЗ", ЗРУ-6кВ, 1с.ш. 6 кВ, яч. №11 ф. «Щебзавод-1»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав.№ 36386 Зав.№ 36326

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 1127

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1112121639

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 Зав.№ CZJ3070 LRY

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,8

2

2

ПС 110/6 кВ "МММЗ", ЗРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, яч. №21 ф. «Щебзавод-2»

ТОЛ-10-1-2 У2

Кл.т. 0,5 200/5 Зав.№ 30432 Зав.№ 30426

НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 7218

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1112121532

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,8

3

3

КРУН-6 кВ №2 "ВТСК-Б", РУ 6 кВ

ТОЛ-10-1-2 У2

Кл.т. 0,5 75/5 Зав.№ 15948 Зав.№ 15617

ЗНОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/100^3 Зав.№ 3004259 Зав.№ 3004492 Зав.№ 3004273

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1112121476

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,8

ООО «Комбинат строительных материалов»

4

1

ПС 110/10 кВ "Фарфоровая" ЗРУ-10 кВ, 1 сш-10 кВ, яч. 4

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 47441 ТПЛ-10с-У3

Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 5708090000076

НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 4155

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0607090333

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 Зав.№ CZJ3070 LRY

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,8

5

2

ПС 110/10 кВ "Фарфоровая" ЗРУ-10 кВ, 2 сш-10 кВ, яч. 34

ТПОЛ-10У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 4622 ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 52679

НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100

Зав.№ 8606

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0607090545

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,8

6

3

ТП-250/10/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

ТТИ-А

Кл.т. 0,5 400/5 Зав.№ В33017 Зав.№В33018 Зав.№ В33014

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1112120331

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

7

4

ТП-100/6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

ТТИ-А

Кл.т. 0,5 200/5 Зав.№ М21174 Зав.№ М21172 Зав.№ М21193

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1112120261

HP Proliant DL160 G8 E5-2603 Зав.№ CZJ3070 LRY

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

8

5

РП ОАО «Урал-промжелдор-транс»

_

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1,0/2,0 Зав.№ 1111120660

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,2

± 3,4

± 6,6

ООО «Новокиевский щебеночный завод»

9

1

ПС 110/35/10 кВ "Щебзавод" РУ-10 кВ, с.ш. 10кВ, яч. 4

ТОЛ-СЭЩ-10-II

Кл.т. 0,2S 100/5 Зав.№ 25655 09 Зав.№ 25623 09

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,2 10000/100 Зав.№ 1713

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0810112598

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 Зав.№ CZJ3070 LRY

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,3

± 4,2

10

2

ПС 110/35/10 кВ "Щебзавод", РУ-10 кВ, с.ш. 10кВ, яч. 2

ТОЛ-10-8.2-2

Кл.т. 0,5 100/5 Зав.№ 17487 Зав.№ 17113

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0812106513

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,5

± 3,3

± 5,7

11

3

ПС 110/35/10 кВ "Щебзавод", РУ-10 кВ, с.ш. 10кВ, яч. 6

ТОЛ-10-8.2-2

Кл.т. 0,5 100/5 Зав.№17364 Зав.№ 17488

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0810112570

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,5

± 3,3

± 5,7

12

4

ПС 110/35/10 кВ "Щебзавод", РУ-10 кВ, с.ш. 10кВ, яч. 8

ТОЛ-10-8.2-2

Кл.т. 0,5 100/5 Зав.№17365 Зав.№ 17242

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0810112563

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,5

± 3,3

± 5,7

ОАО «Сортавальский дробильно-сортировочный завод»

13

1

ПС-94 110/35/10 кВ "Кирьявалах-ти", КРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 6 КЛ-10кВ, Л-94-03

ТЛМ 10 2У3 Кл.т.0,5 200/5 Зав.№ 2518 Зав.№ 9788

НАМИТ 10-2УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 1604

A1805RAL-

P4GB-DW-3

Кл.т.0^/1,0

Зав.№ 01188337

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 Зав.№ CZJ3070 LRY

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,1

14

2

ПС-94 110/35/10 кВ "Кирьявалах-ти", КРУ-10кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. № 15 КЛ-10 кВ, Л-94-08

ТЛМ 10 2У3 Кл.т.0,5 400/5 Зав.№ 8629 Зав.№ 7380

НАМИТ 10-2УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав.№ 1476

A1805RAL-

P4GB-DW-3

Кл.т.0^/1,0

Зав.№ 01188346

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,1

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7     |    8

9

10

ООО фирма «Импульс»

15

1

ПКУ-10 кВ

ТВЛ СЭЩ 10-II

Кл.т. 0,5 50/5 Зав.№ 15562 Зав.№ 15610

ЗНОЛП-10У2 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^ 3

Зав.№ 10101 Зав.№ 9650 Зав.№ 896

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 1112121490

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 Зав.№ CZJ3070 LRY

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±5,8

16

2

СКТП 10/0,4 кВ В1-40/630 кВА, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т1

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5S 1000/5 Зав.№ 003390 Зав.№ 003391 Зав.№ 003392

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 1112120619

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,4

± 5,7

17

3

КТП 10/0,4 кВ Пз9-749/63 кВА, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т1

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5S 100/5 Зав.№ 128443 Зав.№ 128446 Зав.№ 128449

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 1112120591

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,4

± 5,7

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 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С.

5 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,02(0,05) - 1,2) Ih1; коэффициент мощности cosф(sinф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 50 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф(sinф) 0,5 - 1,0 (0,6 -0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

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

- температура окружающего воздуха для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК и ПСЧ-4ТМ.05М - от минус 40 °С до плюс 60 °С; для счетчиков Альфа А1800 - от минус 40 °С до плюс 65 °С;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

6 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 °С до плюс 35 °С.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ННК» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный

информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• испытательной коробки;

• сервер ИВК;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

• электросчетчика;

• сервер ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- сервере 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;

- сервер ИВК - 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 (АИИС КУЭ) ОАО «ННК» типографским способом.

Комплектность

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

Тип

№ Госреестра

Количество

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

15128-07

4

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-08

1

Трансформаторы тока

ТПЛ-10с

29390-05

1

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-А

28139-12

6

Трансформаторы тока

Т-0,66

36382-07

6

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10-II

32139-06

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

7069-07

6

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-69

4

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛ СЭЩ 10

1856-63

2

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2363-68

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66У3

831-69

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06

3344-08

3

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2УХЛ2

16687-02

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-10У2

23544-07

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

4

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

31857-06

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

46634-11

9

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

2

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество

Методика поверки

_

_

1

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 56008-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 22 ноября 2013 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»;

• 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»;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

• счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 20011 г.;

• счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

• счетчиков Альфа А1800- в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 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 счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «ННК», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

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 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 52322-2005 (МЭК 62053-21:2003) Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

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

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

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

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание