Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры» предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов. Областью применения данной АИИС КУЭ является коммерческий учет электроэнергии на объектах филиала «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», г. Муром.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений, которая состоит из 5 измерительных каналов (далее-ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее-ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ (далее - ИВК).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в сутки) 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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка 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).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии) и выделенные линии связи, установленных на ПС «Орловская» филиала «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», указанные в таблице 2 (5 точек измерений).
2 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «СИКОН С70»,аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи и специализированное программное обеспечение.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, вклю-
чающий в себя устройство синхронизации системного времени УСВ-1, сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение.
Первичные фазные 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 1 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 1 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 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД (уровень - ИВКЭ), установленный на ПС «Орловская», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним основному и резервному каналам связи на верхний уровень системы (сервер ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В качестве внутреннего резервного канала связи используется беспроводной канал сотовой связи - GSM.
На третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с ПС «Орловская», в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД или АРМ операторов, по внешнему каналу связи. Для осуществления связи с поставщиком электроэнергии, филиалом «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», а так же смежными субъектами используется канал связи Интернет.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации системного времени УСВ-1, сервера ИВК, УСПД, счетчиков. В состав устройства синхронизации времени УСВ-1 входит приемник сигналов точного времени атомных часов спутников глобальной системы позиционирования (GPS).
Внутреннее время сервера ИВК синхронизируется со временем устройства синхронизации времени УСВ-1 по сигналам единого календарного времени один раз в 1 час.
Сервер ИВК осуществляет коррекцию внутреннего времени УСПД. Сличение времени УСПД со временем сервера ИВК происходит один раз в 30 минут, корректировка времени УСПД выполняется при расхождении со временем сервера ИВК более чем на 2с.
Сличение времени УСПД со временем счетчиков1 один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени УСПД и счетчика более чем на 2 с.
Абсолютная погрешность хода внутренних часов счетчика составляет ДТ=±0,5 с/сут., УСПД - ДТ=±1,0 с/сут. (см. Описание типа на счетчики и УСПД).
Задержка сигнала синхронизации в линии УСПД - счетчик составляет 0,1с. (см. Описание протокола RS 485).
Погрешность измерения системного времени не превышает ± 5с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Для защиты измерительной системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрен многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (пломбирование, физическая защита оборудования АИИС КУЭ (установка в специализированные запирающие шкафы), индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и базы данных).
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры» используется ПО «ПИРАМИДА-2000». ПО «ПИРАМИДА 2000» имеет структуру автономного ПО и состоит из нескольких основных программных компонентов (модулей). Программный комплекс выполняет функции сбора и обработки данных с различных устройств, контроль их достоверности, ведения точного времени, а также предоставляет возможность отображения и редактирования данных.
В ПО «ПИРАМИДА 2000» реализовано разделение ПО с выделением метрологически значимой части. Файлы метрологичести значимой части и идентификационные данные приведены в таблице 1.
ПО «ПИРАМИДА 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26.10.2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС». Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ± 1 единицы младшего разряда.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.
| Таблица 1 - Идентификационные данные прог | раммного обеспечения |
| Идентификационные данные (признаки) | Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности | Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll | CalcLeakage.d ll | CalcLosses.dll | Metrology.dll | ParseBin. dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b 219065d63da 949114dae4 | b1959ff70be1 eb17c83f7b0f 6d4a132f | d79874d10fc2 b156a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b608799b b3ccea41b548d2c 83 | 6f557f885b73 7261328cd77 805bd1ba7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 | MD5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | Цифровой идентификатор ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Идентификационное наименование ПО | Идентификационные данные (признаки) |
| MD5 | 48e73a9283d le66494521f 63d00b0d9f | | ParseIEC.dll | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
| MD5 | c391d64271ac f4055bb2a4d3 felf8f48 | иэ | ParseModbus. dll | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
| MD5 | ecf532935cal a3fd3215049 aflfd979f | иэ | ParsePiramida. dll | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
| MD5 | 530d9b0126f7cd c23ecd814c4eb7 ca09 | иэ | SynchroNSI.dll | Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
| MD5 | Iea5429b261 fb0e2884f5b3 56aldle75 | | VerifyTime.dll | Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени й |
Продолжение таблицы 1
w о о
о
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики
| Канал измерений | Состав измерительного канала | | | Метрологические характеристики |
| Номер ИК, Код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | 5м я | Наименование Измеряемой величины | Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учетной активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95 | Основная погрешность ИК, ± % | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± % |
| Cos ф=1,0 | Cos ф=0,8 | Cos ф=0,5 | Cos ф=1,0 | Cos ф=0,8 | Cos ф=0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| | АИИС КУЭ | № | АИИС КУЭ ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры» | № 002 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | | | |
| ИВК | Сервер | | | | | | |
| 2 | 1 | | ПС «Орловская» | 1—к |
| ПС 110/6/6 кВ "Орловская", ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.№6 | ПС 110/6/6 кВ «Орловская», ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.№4 | ивкэ | 10 |
| Счетчик | TH | тт | Счетчик | TH | тт | СОЕВ | УСПД | иэ |
| KT=0,5S/l,0 Ксч=1 №27524-04 | КТ=0,5 Ктт=6000/100 №380-49 | КТ=0,5 К„=600/5 №1261-02 | KT=0,5S/l,0 Ксч=1 №27524-04 | КТ=0,5 К^бООО/ЮО №380-49 | КТ=0,5 К^бОО/5 №1261-02 | №28716-05 | № 28822-05 |
| СЭТ-4ТМ.03.01 | О | W | > | О | W | > | СЭТ-4ТМ.03.01 | О | W | > | О | W | > | УСВ01 | СИКОН С70 | -U |
| НТМИ-6 | тпол-ю | | тпол-ю | НТМИ-6 | ТПОЛ-Ю | | ТПОЛ-Ю |
| №0105080861 | № 3569 | №6081 | | о о | № 0105081339 | № 3569 | № 5840 | | № 513 | № 1340 | № 04289 | |
| 7200 | 7200 | | | о |
| Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| - в диапазоне тока Ihi<Ii<1,2 Ihi | - в диапазоне тока 0,2 Ihi<Ii<Ihi | - в диапазоне тока 0,05 Ihi<Ii<0,2 Ihi | | | | ОО |
| 1 | 1—к О | 1 | 1—к К» | 1 | 1—к Ъо | | | | <о |
| ьэ 1—к | 1—к Ъэ | | 1—к | 4^ | т° То | 1—к О 1—к 1—к |
| 1—к | ьэ Ъэ | 1—к Ъо | иэ о | То | |
| 1 | 1—к | 1 | 1—к Ъо | 1 | ьэ Ъэ | | | | 1—к ю 1—к UJ |
| т° о | иэ 1—к | IO 1о | Ъэ | иэ Ъэ |
| IO 1о | ьэ Ъо | | иэ | иэ "сл | Ъо | 1—к |
Продолжение таблицы 2
w о о
о
| 5 | 4 | 3 | 1—к |
| ПС 110/6/6 кВ "Орловская", ЗРУ-6 кВ, ЗСШ 6 кВ, яч.№49 | ПС 110/6/6 кВ ' ская", ЗРУ-6 кВ кВ, яч.№^ | Орлов- ЗСШ6 15 | IC 110/( 2СВ | 5/6 кВ "Орловская" ЗРУ-6 кВ, I 6 кВ, яч.№16 | 10 |
| Счетчик | TH | тт | Счетчик | TH | ТТ | Счетчик | TH | тт | иэ |
| KT=0,5S/l,0 Ксч=1 №27524-04 | КТ=0,5 Ктт=6000/100 №380-49 | КТ=0,5 Ктг=600/5 №1261-02 | KT=0,5S/l,0 Ксч=1 №27524-04 | КТ=0,5 Ктт=6000/100 №380-49 | КТ=0,5 Ктг=400/5 №1276-59 | KT=0,5S/l,0 Ксч=1 №27524-04 | КТ=0,5 К^бООО/ЮО №380-49 | КТ=0,5 К„=1000/5 №1261-02 |
| СЭТ-4ТМ.03.01 | О | W | > | О | W | > | СЭТ-4ТМ.03.01 | О | W | > | О | W | > | СЭТ-4ТМ.03.01 | О | W | > | О | W | > | -U |
| НТМИ-6 | тпол-ю | | тпол-ю | НТМИ-6 | ТПЛ-10 | | ТПЛ-10 | НТМИ-6 | ТПОЛ-Ю | | тпол-ю |
| №0105081173 | № 3695 | № 8160 | | № 2643 | №0105080846 | № 3695 | № 3326 | | № 3394 | №0105080172 | № 3569 | № 9065 | | №9117 | С/1 |
| 7200 | 4800 | 12000 | о |
| Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | о |
| - в диапазоне тока Ihi<Ii<1,2 Ihi | - в диапазоне тока 0,2 Ihi<Ii<Ihi | - в диапазоне тока 0,05 Ihi<Ii<0,2 Ihi | | ОО |
| 1 | 1—к О | 1 | 1—к ьэ | 1 | 1—к Ъо | | <о 1—к О 1—к 1—к |
| ьэ 1—к | 1—к Ъэ | | 1—к | 4^ | т° То |
| 1—к | ьэ Ъэ | 1—к Ъо | о | То | |
| 1 | 1—к | 1 | 1—к Ъо | 1 | ьэ Ъэ | | 12 13 14 |
| т° о | иэ 1—к | 10 1о | Ъэ | иэ Ъэ |
| Ю | ьэ Ъо | | иэ | иэ "сл | Ъо |
Продолжение таблицы 2
W о о
о
й к о
н о to
IO'
Примечания:
1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в реальных условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,99 - 1,01) UH; диапазон силы
тока - (1,0 - 1,2)1Н; диапазон коэффициента мощности cos ф (sin ф) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более
0,05 мТл;
- температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от минус 40 °С до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 °С до плюс 25 °С; УСПД и ИВК - от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети для ИК: диапазон первичного напряжения - (0,99 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2)1Н1; коэффициент мощности cos ф (sin ф) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87);
частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 35 °С до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
- параметры сети для ИК: диапазон вторичного напряжения - (0,99 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 - 1,2)1Н2; коэффициент мощности cos ф (sin ф) - 0,8 - 1,0 (0,6);
частота - (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха - для ИК № 1 - 5 от 0 °С до плюс 20 °С;
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±1,0) В; частота - (50 ± 1,0) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст.
5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в филиале «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка до отказа;
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее
время восстановления работоспособности не более te = 2 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 часов;
- Сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113060 ч, среднее
время восстановления работоспособности не более tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- Резервирование электрического питания УСПД с помощью источника беспере
бойного питания;
- резервирование электрического питания сервера с помощью источника беспере
бойного питания;
Регистрация событий:
• в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
• журнал событий УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательных коробок;
- УСПД;
- сервера;
• защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи)
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не
менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 35 суток; (функция автоматизирована); при отключении питания - не менее 3 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измере
ний - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплекте поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Количество |
| Измерительный трансформатор тока типа ТПОЛ-10 | 8 шт. |
| Измерительный трансформатор тика типа ТПЛ-10 | 2 шт. |
| Измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ-6 | 2 шт. |
| Счетчик электроэнергии многофункциональный типа СЭТ-4ТМ.03.01 | 5 шт. |
| Комплектность ИВКЭ: | |
| УСПД «СИКОН С70» | 1 шт. |
| GSM модем Siemens MC35i | 1 шт. |
| Модуль связи (МС)-ИРПС, «токовая петля» 20 мА | 1 шт. |
| Модуль грозозащиты (ГЗКС) | 1 шт. |
| Источник бесперебойного питания | 1 шт. |
| Комплектность ИВК: | |
| Сервер БД ИВК | 1 шт. |
| GSM модем Siemens MC35i | 1 шт. |
| АРМ Диспетчера | 3 шт. |
| Устройство синхронизации времени УСВ-1 | 1 шт. |
| Источник бесперебойного питания | 1 шт. |
| Модуль связи (МС)-ИРПС, «токовая петля» 20 мА | 1 шт. |
| Модуль грозозащиты (ГЗКС) | 1 шт. |
| ПО счетчиков «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» | 1 шт. |
| ПО «ПИРАМИДА 2000» | 1 шт. |
| Дополнительная лицензия | 2 шт. |
| Руководство пользователя | 1 экземпляр |
| Инструкция по эксплуатации | 1 экземпляр |
| Методика поверки | 1 экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу МП 39925-08 «ГСИ. Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в январе 2009.
Перечень основных средств поверки:
- Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003
и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- Средства поверки счетчиков электрической энергии типа «СЭТ-4ТМ.03» в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004г.;
- Средства поверки УСПД в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис
темы Global Positioning System (GPS);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счет
чиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 °С до плюс 50 °С
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в формуляре на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры» № 75637927.425210.042.000.ФО
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 34.601-90
ГОСТ 22261-94
ГОСТ Р 8.596-2002
МИ 3000-2006
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Техническая документация на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры».
