Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "ПромЭнерго" (ГТП ООО "Завод СинКрис")

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 47 от 24.01.12 п.31
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 45315
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ПромЭнерго» (ГТП ООО «Завод СинКрис») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения календарного времени, интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии; 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 приведены в таблице 2.

2-ой уровень - устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее -УСПД) и каналообразующая аппаратура.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 426), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (№2395), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

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.

Для измерительных каналов (ИК) № 1-16 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение

измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для ИК № 17-18 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает непосредственно в ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Для передачи данных используются сотовые каналы связи стандарта GSM.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. Время ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. . Время УСПД синхронизировано с временем ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение времени сервера сбора данных и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с УСПД (для ИК № 1-16) или с ИВК (для ИК №17-18) производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «ПромЭнерго» (ГТП ООО «Завод СинКрис») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентиф икаци-онное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

MD5

1

2

3

4

5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePira-mida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

мида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» ( по МИ 3286-2010).

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Номер точки изме-______рений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ПС «Кварц»

1

ПС «Кварц»

110/10 кВ,

ТЛК-10 800/5 Кл. т. 0,5 Зав.№14963 Зав.№14969

ЗНОЛ.06 10000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5 Зав.№7745 Зав.№7699 Зав.№8072

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.

активная

±1,1

±2,9

2СШ-10 кВ, яч. №25, фидер 1022

0,2S/0,5 Зав. № 0810110069

реактивная

±2,6

±4,5

2

ПС «Кварц»

110/10 кВ,

ТЛК-10 800/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 14964 Зав.№ 15092

ЗНОЛ.06 10000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5 Зав.№ 7745 Зав.№ 7699 Зав.№ 8072

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.

активная

±1,1

±2,9

2СШ-10 кВ, яч. №19, фидер 1006

0,2S/0,5 Зав. № 0810110037

СИКОН С70

реактивная

±2,6

±4,5

3

ПС «Кварц»

110/10 кВ,

ТЛК-10 1000/5 Кл. т. 0,5

Зав.№ 15141

Зав.№14841

ЗНОЛ.06 10000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5 Зав.№6696 Зав.№6971 Зав.№8117

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.

Зав.№ 06205

активная

±1,1

±2,9

1СШ-10 кВ, яч. №13, фидер 1023

0,2S/0,5 Зав. №

0810110181

реактивная

±2,6

±4,5

4

ПС «Кварц»

110/10 кВ,

ТЛК-10 800/5 Кл. т. 0,5 Зав.№15044 Зав.№14934

ЗНОЛ.06 10000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5 Зав.№6696 Зав.№6971 Зав.№8117

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.

активная

±1,1

±2,9

1СШ-10 кВ, яч. №5, фидер 1009

0,2S/0,5 Зав. № 0810110163

реактивная

±2,6

±4,5

ПС «З

аозерная»

ПС «Заозерная»

ТПЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№49623 Зав.№49618

НТМИ-10

СЭТ-4ТМ.03М

СИКОН

актив-

±1,1

±2,9

5

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №26,

10000/100

Кл. т.

С70

ная

Кл. т. 0,5

Зав.№859

0,2S/0,5 Зав. № 0810110006

Зав.№ 06206

реактивная

±2,6

±4,5

фидер 1026

Номер точки изме-______рений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях %

6

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №24, фидер 1024

ТПОЛ-10 600/5

Кл. т. 0,5 Зав.№12937 Зав.№ 13302

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№859

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110058

СИКОН С70 Зав.№ 06206

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

7

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №20, фидер 1020

ТПЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№53609 Зав.№48359

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№859

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110055

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

8

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №10, фидер 1010

ТПЛ-10-М 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№2782 Зав.№32

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№859

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 0810110111

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

9

ПС «Заозерная»

110/10 кВ,

1СШ-10 кВ, яч. №7, фидер 1007

ТПОЛ-10 600/5

Кл. т. 0,5 Зав.№18575 Зав.№18493

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110054

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

10

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 1СШ-10 кВ, яч. №13, фидер 1001

ТПЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№30458 Зав.№30972

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110005

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

11

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 1СШ-10 кВ, яч. №19, фидер 1011

ТПЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№30978 Зав.№21159

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110160

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

12

ПС «Заозерная»

110/10 кВ,

1СШ-10 кВ, яч. №27, фидер 1019

ТПОЛ-10 600/5

Кл. т. 0,5 Зав.№17413

Зав.№ 17141

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110177

СИКОН С70 Зав.№ 06206

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

13

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 1СШ-10 кВ, яч. №29, фидер 1021

ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№46209 Зав.№52836

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110149

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

14

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 1СШ-10 кВ, яч. №31, фидер 1023

ТЛМ-10 200/5

Кл. т. 0,5 Зав.№00211 Зав.№00230

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№2953 Зав.№1465 Зав.№1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110170

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

15

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №6, фидер 1006

ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№49618 Зав.№49612

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 859

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110068

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

16

ПС «Заозерная»

110/10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. №22, фидер 1022

ТПОЛ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав.№30308 Зав.№31773

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 859

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810110013

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,9

±4,5

Окончание таблицы 2

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ООО «Завод ТехноКварц» - «Мещерская+» КТП .

V»18, «Топ Инвест» КТП №

«19

17

КТП №18 (10/0.4 кВ), РУ-0,4 кВ, КЛ-0.4 кВ «Мещер-ское+»

ТШП-0,66 400/5

Кл. т. 0,5S Зав.№ 1025435 Зав.№ 1025245 Зав.№ 1025104

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0609110116

ИВК «ИКМ-Пирамида» №426

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±2,0

±3,5

18

КТП №19 (10/0.4 кВ), РУ-0,4 кВ, КЛ-0.4 кВ «Топ Инвест»

ТШП-0,66 2000/5

Кл. т. 0,5S Зав.№ 1038101 Зав.№ 1038108 Зав.№ 1038530

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0609110032

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±2,0

±3,5

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. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,95 + 1,05) ином; ток (1 + 1,2) 1ном; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С;

4. Рабочие условия эксплуатации:

-параметры сети: напряжение - (0,9 - 1,1); тока - (0,01 - 1,2)1ном; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

5. Допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 до + 70°С; счетчиков -от минус 40 до + 60 °С; УСПД - от минус 10 до + 50 °С; ИВК - от плюс 10 до + 25 °С;

6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до + 25 °С.

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ООО «ПромЭнер-го» (ГТП ООО «Завод СинКрис») порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

9 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;

- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 час.

- УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности 168 часов.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- 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;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- Сервер АИИС - 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 и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ПромЭнерго» (ГТП ООО «Завод СинКрис») типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

Трансформатор тока ТЛК-10 (Госреестр № 9143-06)

8 шт.

Трансформатор тока ТПЛМ-10 (Госреестр № 2363-68)

6 шт.

Трансформатор тока ТПОЛ-10 (Госреестр № 1261-02)

8 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10-М (Госреестр № 22192-07)

2 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10 (Госреестр № 1276-59)

6 шт.

Трансформатор тока ТЛМ-10 (Госреестр № 2473-05)

2 шт.

Трансформатор тока ТШП-0,66 (Госреестр № 15173-06)

6 шт.

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 (Госреестр № 3344-04)

6 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-10 (Госреестр № 831-53)

1 шт.

Трансформатор напряжения НОМ-10 (Госреестр № 363-49)

3 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08)

16 шт.

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М.04 (Госреестр № 36355-07)

2 шт.

Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05)

1 шт.

ИВК «ИКМ-Пирамида»

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 48915-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Про-мЭнерго» (ГТП ООО «Завод СинКрис»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки - ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ;

- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

- Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

- ИВК «ИКМ-Пирамида»  - по документу «Комплексы информационно

вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»;

- УСВ-2 - по документу ИВК «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «ПромЭнерго» (ГТП ООО «Завод СинКрис»)».

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 52323-2005

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S».

ГОСТ Р 52425-2005

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энер-

Г^Т/ГТ/Г\\

ГОСТ 22261-94

г ии».

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание