Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Воронежстальмост"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Воронежстальмост» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

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-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи, каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе БСЧРВ-011, технические средства приема-передачи данных и технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. 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), включает в себя сервер ИВК, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Энфорс Энергия+» и «Энфорс АСКУЭ».

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на соответствующие преобразователи интерфейсов RS-485/RS-232. Далее по проводным линиям связи интерфейса RS-232 сигнал передается на преобразователь интерфейса RS-232/Ethernet, а затем по протоколу Ethernet сигнал передается через сетевые коммутаторы в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера ИВК в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии 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 уровни ИИК и ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. АИИС КУЭ оснащена УССВ на базе БСЧРВ-011, подключенными к соответствующим преобразователям интерфейсам RS-485/RS-232 и синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы счетчиков синхронизированы с УССВ, корректировка часов выполняется 1 раз в сутки независимо от величины расхождения часов счетчиков и УССВ.

Сличение часов счетчиков с часами сервера ИВК осуществляется каждые 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков 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 используется ПО «Энфорс Энергия+» и ПО «Энфорс АСКУЭ», в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1а-1д.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Энфорс Энергия+» и ПО «Энфорс АСКУЭ».

Идентификационные

признаки

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

admin2.exe

collector.exe

opcon2.exe

reports2.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.0.1.10

1.15.3

2.0.0.15

2.0.1.15

Цифровой идентификатор ПО

62a8ca0dd97f5218

6845371cd780d53

1

403c0ef7c3876e1e

bc92b92145d8e507

c681c3f71dbdda08

8122dd5a14ebfb78

80ae3abba568c3d

383666a12335755

76

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 1б — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»

Идентификационные

признаки

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

calcformula.exe

dataproc.exe

enfadmin.exe

enfc_log.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.2.11.21

2.2.10.9

2.2.11.54

2.2

Цифровой идентификатор ПО

ddceee3f7a1edf0de

fa05b962e151ac6

a4ce90df6670eb7e

4e1d7bf967a06408

693a8eb78fd8ff23d

881462cc1632cec

34e8715a941c1fc

9edc8c21b434d83

fa

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 1в — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»

Идентификационные

признаки

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

enflogon.exe

ev_viewer.exe

loaddatafromtxt. exe

newm51070.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.2

2.2

2.3.0.2

2.3

Цифровой идентификатор ПО

8031cd96685d9f45

20ecd30524926615

5bda38dc4ce46c5a

fbd5e22022008c65

e610e25dcc78ae485

c10bdc3c065156d

f1003b3f5e2aea96

272339d8e71e7e3

2

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационные

признаки

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

newmedit.exe

newopcon.exe

newreports.exe

m80020.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.2.12.17

2.2.12.23

2.2.11.60

2.3.1.2

Цифровой идентификатор ПО

1501f33938779500

4a10806d206a644a

109f4f811e7fb9ed4

88f1b0d39474c0a

9afb705da1a20b598

1981d184b477f52

6fdf3ee40006cf17

0348e4d89478b2a

c

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 1д — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»

Идентификационные

признаки

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

newopcontrl.exe

tradegr.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.2.22

2.2.11.15

Цифровой идентификатор ПО

109f4f811e7fb9ed488f1b0d39474c0a

ae06d6e546c4ff00dacb1 fca67bf7bbf

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.

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ЗАО «Воронежстальмост» и

их основные метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

ИВК

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ОПУ-110 кВ, ПС 110/6 кВ Т2

ТФМ-110

300/1 Кл. т. 0,2S Зав. №5804 Зав. №5803 Зав. №5801

НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Зав. №1500842 Зав. №1500828 Зав. №1500857

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0811112149

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,0 ± 1,8

± 2,3 ± 4,2

2

ОПУ-110 кВ, ПС 110/6 кВ Т1

ТФМ-110 300/1 Кл. т. 0,2S Зав. №5802 Зав. №5805 Зав. №5800

НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Зав. №1500820 Зав. №1500852 Зав. №1500821

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0108070881

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,0 ± 1,8

± 2,3 ± 5,7

3

ЦРП 6 кВ яч. 23

ТОЛ-10-I

600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №55066 Зав. №55067

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8462

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612101064

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

4

ЦРП 6 кВ яч. 26

ТОЛ-10-I

600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №55068 Зав. №55069

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8449

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612101043

HP ProLiant BL460c G7 Зав. № CZJ0400F13

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

5

ЦРП 6 кВ яч. 15

ТОЛ-10-I

600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №54445 Зав. №54602

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8462

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612101057

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

6

ЦРП 6 кВ яч. 36

ТОЛ-10-I

600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №54412 Зав. №54413

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8449

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612101092

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

7

КРУН-6 кВ ПС 110 кВ яч. 201

ТОЛ-10-I

300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №52915 Зав. №53083

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 0713110000003

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 05052369

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,2 ± 5,1

8

ЦРП 6 кВ яч. 29

ТОЛ-10-I

75/5 Кл. т. 0,5 Зав. №417 Зав. №1064

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8462

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612093303

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

ЦРП 6 кВ яч. 16

ТОЛ-10-I

50/5 Кл. т. 0,5 Зав. №9302 Зав. №9306

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8449

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612096197

HP ProLiant BL460c G7 Зав. № CZJ0400F13

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

10

ЦРП 6 кВ яч. 19

ТОЛ-10-I

150/5 Кл. т. 0,5 Зав. №20224 Зав. №25057

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8462

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612092954

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

11

ЦРП 6 кВ яч. 32

ТОЛ-10-I

100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №896 Зав. №893

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8449

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612096729

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

12

ЦРП 6 кВ яч. 21

ТОЛ-10-I

50/5 Кл. т. 0,5 Зав. №280 Зав. №277

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8462

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612093047

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

13

ЦРП 6 кВ яч. 31

ТОЛ-10-I

100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №30561 Зав. №28607

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612093365

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

14

ЦРП 6 кВ яч. 20

ТОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №22593 Зав. №22465

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8449

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612101085

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

22

ЦРП 6кВ яч.18

ТОЛ-10-I

150/5 Кл. т. 0,5 Зав. №14596 Зав. №14598

ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0318088226

Актив

ная

Реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,2 ± 5,4

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).

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 (0,99 - 1,01) Цн; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;

-    температура окружающей среды: (23±2) °С.

5    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Цн1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0(0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

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

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности соБф (БШф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

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

-    температура окружающего воздуха для счётчиков СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05, ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40°С до плюс 60°С;

-    температура окружающего воздуха для счётчиков СЭТ-4ТМ.02 от минус 40°С до плюс 55°С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 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 25°С;

-    относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

6    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от

0 °С до плюс 40 °С для ИК №№1-6, 8-14, 22; от плюс 15 °С до плюс 30 °С для ИК №7.

7    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

Т =

- счётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

на

отказ

не

менее

Т =

- счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

на

отказ

не

менее

Т =

- счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

на

отказ

не

менее

Т =

- счётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

на

отказ

не

менее

Т =

- счётчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

на

отказ

не

менее

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.

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;

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения на счетчике;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера.

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

-    счетчика электрической энергии;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    сервер - 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) ЗАО «Воронежстальмост» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 компонента

Тип компонента

Г осреестра

Количество

1

2

3

4

Трансформаторы тока

ТФМ-110

16023-97

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

38395-08

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

15128-07

24

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57

14205-94

6

1

2

3

4

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95

УХЛ2

20186-05

2

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-07

1

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

20175-01

1

Счетчики электроэнергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

1

Счетчики электроэнергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

1

Счетчики электроэнергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

11

Счетчики электроэнергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05

27779-04

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 60506-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Воронежстальмост». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2015 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 электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации, согласованной с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2001 году;

-    счетчиков электрической энергии 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 2004 г.;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

04 декабря 2007 г.;

-    счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

-    счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 ноября 2005 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 ми-нус20 до плюс 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 ЗАО «Воронежстальмост» для оптового рынка электроэнергии», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Воронежстальмост»

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.

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание