Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля выработки и потребления электроэнергии и мощности на розничном рынке электроэнергии в ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» по расчетным точкам учета, сбора, хранения и обработки полученной информации. Отчетная документация о результатах измерений может передаваться коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - КО ОРЭМ), региональным подразделениям системного оператора (далее по тексту - СО) Единой энергетической системы России, смежным сетевым организациям, потребителям и продавцам электроэнергии в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-ый уровень - информационно-измерительные каналы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» (далее по тексту - сервер), устройство дистанционного контроля (далее по тексту - УДК), устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-2, зав. номер 2582 (Госреестр № 41681-10), автоматизированные рабочие места операторов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве сервера используется промышленный компьютер HP ProLiant DL120 G7 (зав. номер CZ215203B6) производства фирмы HEWLETT PACKARD с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ПО «АльфаЦЕНТР»), входящим в комплект комплексов измерительно-вычислительных для учета электроэнергии АльфаЦЕНТР (Госреестр номер 44595-10).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений КО ОРЭМ, региональным подразделениям СО, смежным сетевым организациям, потребителям и продавцам электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей», автоматически, в заданные интервалы времени, (30 мин) производит считывание из счетчиков, входящих в состав АИИС КУЭ, данных профилей нагрузки и записей из журнала событий. После поступления на сервер считанной информации с помощью внутренних сервисов ПО «АльфаЦЕНТР» данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера (заносятся в базу данных).
Прием запросов и передача данных со счетчиков производится по линиям связи интерфейса RS-485 и локальной вычислительной сети стандарта Ethernet (протокол TCP/IP). При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт.
Посредством АРМ операторов АИИС КУЭ при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляется обработка информации и последующая передача информации КО ОРЭМ в виде электронного файла формата XML. Передача информации в региональное подразделение СО и смежным сетевым организациям, покупателям и продавцам электроэнергии осуществляется с сервера в автоматическом режиме.
АИИС КУЭ оснащена УДК, предназначенным для осуществления контрольного доступа к АИИС КУЭ с целью проверки КО ОРЭМ предоставленных результатов измерений. УДК выполнено на базе серийно выпускаемого контроллера сетевого индустриального СИКОН С50 (Госреестр № 28523-05).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, сервера.
Сравнение показаний часов сервера и УССВ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при каждом цикле сравнения не зависимо от величины расхождения показаний часов сервера и УССВ.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется 1 раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и сервера на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления базами данных (СУБД SQL), и прикладное - ПО «АльфаЦЕНТР», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии, ПО СОЕВ.
Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО на сервере ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» | АльфаЦЕНТР Клиент ifrun60.EXE | 12.01.01.01 | 216924675 | CRC |
| АльфаЦЕНТР Коммуникатор trtu.exe | 3.30.2 | 3686947411 | CRC |
| АльфаЦЕНТР Утилиты ACUtils.exe | 2.5.12.151 | 4166444663 | CRC |
| АльфаЦЕНТР Диспетчер заданий ACTaskManager.exe | 2.11.1 | 1675253772 | CRC |
| ПО на АРМ ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» | АльфаЦЕНТР Генератор отчетов ACReport.exe | 2.12.8.115 | 3894265116 | CRC |
| АльфаЦЕНТР Мониторинг ACMonitor.exe | 2.3.14.306 | 527518965 | CRC |
ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав информационно-измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.
Таблица 2
| Наименование ИИК (присоединения) | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВК | Вид электроэне ргии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ВЛ-35 кВ «Мини-ТЭЦ - Белый Ручей» | ТВЭ-35 УХЛ2 КТ 0,5S 150/5 Зав. №№ 678-12, 67912, 680-12 Госреестр № 44359-10 | НАМИ-35УХЛ1 КТ 0,5 35000/100 Зав. № 318 Госреестр№ 19813-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0101070828 Госреестр № 27524-04 | HP ProLiant DL120 G7 Зав.№ CZ215203B6 | Активная Реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 2 | ВЛ-35 кВ «Пахомово - миниТЭЦ» | ТВЭ-35 УХЛ2 КТ 0,5S 150/5 Зав. №№ 681-12, 68212, 683-12 Г осреестр № 44359-10 | НАМИ-35УХЛ1 КТ 0,5 35000/100 Зав. № 356 Госреестр № 19813-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0101070856 Госреестр № 27524-04 | HP ProLiant DL120 G7 Зав.№ CZ215203B6 | Активная Реактивная |
| 3 | ТГ-1, вывод генератора | ТОЛ-10-1-2У2 КТ 0,5 600/5 Зав. №№ 417, -, 419 Госреестр № 15128-03 | ЗНОЛП-10-У2 КТ 0,5 (10000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 13763, 622, 618 Госреестр № 23544-02 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0102071253 Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная |
| 4 | Яч. №10 ВЛ 10 кВ «Белый Ручей» | ТОЛ-10-1-2У2 КТ 0,5 300/5 Зав. №№ 327, -, 544 Госреестр № 15128-03 | ЗНОЛП-10-У2 КТ 0,5 (10000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 517, 616, 619 Госреестр № 23544-02 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0812111517 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 5 | Яч. №12 Резерв | ТОЛ-10-1-2У2 КТ 0,5 100/5 Зав. № 14522, -, 6018 Госреестр № 15128-03 | ЗНОЛП-10-У2 КТ 0,5 (10000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 517, 616, 619 Госреестр № 23544-02 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0101072295 Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная |
| 6 | Яч. №1 «КТПН-630 ЗАО «Белый Ручей» | ТОЛ-10-1-2У2 КТ 0,5 100/5 Зав. №№ 6005, -, 14524 Госреестр № 15128-03 | ЗНОЛП-10-У2 КТ 0,5 (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 517, 616, 619 Госреестр № 23544-02 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0812111559 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 7 | Яч. №9 ТСН №2 40 кВА | Т-0,66 У3 КТ 0,5S 100/5 Зав. №№ 148720, 128581, 148603 Г осреестр № 22656-02 | Прямое включение | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0802124466 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 8 | Яч. №4 ТСН №1 40 кВА | Т-0,66 У3 КТ 0,5S 100/5 Зав. № 132383, 148639, 148605 Г осреестр № 22656-02 | Прямое включение | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0802124997 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 9 | Яч. №8 КТП №1 | ТОЛ-10-1-2У2 КТ 0,5 100/5 Зав. № 6100, -, 6064 Госреестр № 15128-03 | ЗНОЛП-10-У2 КТ 0,5 (10000/V3)/(100/V3> Зав. № 517, 616, 619 Госреестр № 23544-02 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0801121122 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 10 | Яч. №6 КТП №2 Т-1 | ТОЛ-10-1-2У2 КТ 0,5 100/5 Зав. № 6181, -, 14530 Госреестр № 15128-03 | ЗНОЛП-10-У2 КТ 0,5 (10000/V3)/(100/V3> Зав. № 517, 616, 619 Госреестр № 23544-02 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0812112692 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 11 | Яч. №7 КТП №2 Т-2 | ТОЛ-10-1-2У2 КТ 0,5 100/5 Зав. № 14523, -, 14521 Госреестр № 15128-03 | ЗНОЛП-10-У2 КТ 0,5 (10000/V3)/(100/V3> Зав. № 517, 616, 619 Госреестр № 23544-02 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0812111028 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | Коэф. мощности cos ф | Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ 5, % |
| I1(2)%—1изм<15% | I5%—1изм<120% | 120%-1изм<1100% | I100%—1изм—I120% |
| 1, 2 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Сч - 0,2S | 1,0 | ± 1,9 | ± 1,2 | ± 1,0 | ± 1,0 |
| 0,9 | ± 2,2 | ± 1,4 | ± 1,2 | ± 1,2 |
| 0,8 | ± 2,6 | ± 1,7 | ± 1,4 | ± 1,4 |
| 0,7 | ± 3,2 | ± 2,1 | ± 1,6 | ± 1,6 |
| 0,6 | ± 3,9 | ± 2,5 | ± 1,9 | ± 1,9 |
| 0,5 | ± 4,8 | ± 3,0 | ± 2,3 | ± 2,3 |
| 3-6, 9-11 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Сч - 0,2S | 1,0 | _ | ± 1,9 | ± 1,2 | ± 1,0 |
| 0,9 | _ | ± 2,4 | ± 1,4 | ± 1,2 |
| 0,8 | _ | ± 2,9 | ± 1,7 | ± 1,4 |
| 0,7 | _ | ± 3,6 | ± 2,0 | ± 1,6 |
| 0,6 | _ | ± 4,4 | ± 2,4 | ± 1,9 |
| 0,5 | _ | ± 5,5 | ± 3,0 | ± 2,3 |
| 7, 8 ТТ - 0, 5S; ТН - нет; Сч - 0,2S | 1,0 | ± 1,8 | ± 1,0 | ± 0,8 | ± 0,8 |
| 0,9 | ± 2,0 | ± 1,3 | ± 1,0 | ± 1,0 |
| 0,8 | ± 2,5 | ± 1,5 | ± 1,1 | ± 1,1 |
| 0,7 | ± 3,0 | ± 1,8 | ± 1,3 | ± 1,3 |
| 0,6 | ± 3,7 | ± 2,2 | ± 1,6 | ± 1,6 |
| 0,5 | ± 4,7 | ± 2,7 | ± 1,9 | ± 1,9 |
Таблица 4
| Номер ИИК | Коэф. мощности cosф/sinф | Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ 5, % |
| I1(2)%—1изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | I100%—1изм—I120% |
| 1, 2 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Сч - 0,5 | 0,9/0,44 | ± 6,3 | ± 3,8 | ± 2,7 | ± 2,7 |
| 0,8/0,6 | ± 4,5 | ± 2,7 | ± 2,0 | ± 2,0 |
| 0,7/0,71 | ± 3,7 | ± 2,3 | ± 1,7 | ± 1,7 |
| 0,6/0,8 | ± 3,2 | ± 2,0 | ± 1,5 | ± 1,5 |
| 0,5/0,87 | ± 2,9 | ± 1,9 | ± 1,4 | ± 1,4 |
| 3, 5 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Сч - 0,5 | 0,9/0,44 | _ | ± 6,5 | ± 3,6 | ± 2,7 |
| 0,8/0,6 | _ | ± 4,5 | ± 2,5 | ± 2,0 |
| 0,7/0,71 | _ | ± 3,6 | ± 2,1 | ± 1,7 |
| 0,6/0,8 | _ | ± 3,1 | ± 1,8 | ± 1,5 |
| 0,5/0,87 | _ | ± 2,8 | ± 1,7 | ± 1,4 |
| 4, 6, 9-11 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Сч - 0,5 | 0,9/0,44 | _ | ± 6,5 | ± 3,7 | ± 2,9 |
| 0,8/0,6 | _ | ± 4,6 | ± 2,7 | ± 2,3 |
| 0,7/0,71 | _ | ± 3,7 | ± 2,4 | ± 2,0 |
| 0,6/0,8 | _ | ± 3,3 | ± 2,2 | ± 1,9 |
| 0,5/0,87 | _ | ± 3,1 | ± 2,1 | ± 1,9 |
| 7, 8 ТТ - 0,55; ТН - нет; Сч - 0,5 | 0,9/0,44 | ± 5,6 | ± 3,4 | ± 2,5 | ± 2,5 |
| 0,8/0,6 | ± 4,0 | ± 2,6 | ± 2,0 | ± 2,0 |
| 0,7/0,71 | ± 3,3 | ± 2,3 | ± 1,8 | ± 1,8 |
| 0,6/0,8 | ± 3,0 | ± 2,2 | ± 1,8 | ± 1,8 |
| 0,5/0,87 | ± 2,7 | ± 2,2 | ± 1,8 | ± 1,8 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,98-Uhom до 1,02-Uhom;
• сила переменного тока от 1ном до 1,2-1ном, cos<р 0,9 инд;
• температура окружающей среды: 20 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,9-Uhom до 1,1-Uhom;
• сила переменного тока от 0,0Ыном до 1,2-1ном для ИИК 1, 2, 7, 8;
от 0,05-1ном до 1,2-1ном для ИИК 3-6, 9-11;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики ИИК №№ 1-3, 5 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии; счетчики ИИК №№ 4, 6-11 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: среднее время наработки на отказ:
• счетчики СЭТ-4ТМ.03 - не менее 90000 часов;
• счетчики СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140000 часов;
среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
• на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере, УДК, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-ИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5
Таблица 5
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2У2 | 14 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 6 |
| Трансформатор тока | ТВЭ-35 УХЛ2 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-10 У2 | 6 |
| Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 2 |
| Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03 | 4 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL120 G7 | 1 |
| ADSL-модем | Zyxel P660HT3 EE | 1 |
| GSM/GPRS-модем | Мегафон E173 | 1 |
| Преобразователь | MOXA NPort 5430I | 1 |
| Коммутатор | MOXA EDS-308-MM-SC | 1 |
| Коммутатор | D-Link DES-1005A | 1 |
| Блок питания | MOXA DR-45-24 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS RT 1500VA RM 230V | 1 |
| У стройство дистанционного контроля | Шкаф устройства дистанционного контроля ВЛСТ 225.08.001 | 1 |
| Специализированное программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.125.ПФ | 1 |
| Методика поверки | МП 1331/446-2012 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1331/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
- устройства синхронизации времени УСВ-2 - по методике поверки ВЛСТ 237.00.001И1, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010;
- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50 - по методике поверки
ВЛСТ 198.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50) °С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительная системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» аттестована ЗАО НПП «ЭнергопромСервис». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 038/01.00238-2008/125-2012 от 10 июля 2012 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
7 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
8 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
