Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО "КМА-Энергосбыт"
Номер в ГРСИ РФ: | 41253-09 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "ЭнергоМир", г.Кострома |
41253-09: Описание типа СИ | Скачать | 421.5 КБ |
Для измерения количества активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, ведения календаря и измерения времени в шкале времени UTC. Область применения - коммерческий учет электрической энергии, потребляемой ОАО "Михайловский ГОК".
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 41253-09 |
Наименование | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО "КМА-Энергосбыт" |
Технические условия на выпуск | тех.документация ЗАО |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2009 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ СНИИМ |
Адрес центра | 630004, г.Новосибирск, пр.Димитрова, 4 |
Руководитель центра | Черепанов Виктор Яковлевич |
Телефон | (8*383*2) 10-08-14 |
Факс | 10-13-60 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 36102 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 08д2 от 03.08.09 п.190 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ЭнергоМир", г.Кострома
Россия
156009, ул.Энергетиков, д.1
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | РЭС.425210.058 Д1 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 8 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
41253-09: Описание типа СИ | Скачать | 421.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании на 30-минутном интервале мгновенной активной и реактивной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
АИИС КУЭ выполнена в виде иерархической структуры с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней: информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
ИИК ТИ состоят из измерительных трансформаторов тока (ТТ), трансформаторов напряжения (ТН) и счетчиков электрической энергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения. Счетчики электрической энергии ИИК ТИ выполняют функции измерения средней мощности и приращений электрической энергии за заданные интервалы времени, а также функции привязки результатов измерений к моментам времени, определенным в шкале времени UTC. Состав ИИК ТИ, входящих в состав АИИС КУЭ, приведен в таблице 1.
Для измерения потребленной электрической энергии использованы счетчики электрической энергии МТ (Госреестр СИ № 32930-08) модификации MT860S-A22R36S33-EI-M3K03.
Принцип действия счетчиков МТ860 основан на преобразовании входных сигналов тока и напряжения с использованием трех трансформаторов тока с линейными характеристиками и трех высокоточных делителей напряжения со схемами защиты от бросков напряжения и высокочастотных помех. Линейный режим работы трансформаторов тока обеспечивается электронной схемой компенсации гистерезиса.
Сигналы от трансформаторов тока и делителей напряжения поступают на многоканальный 16-разрядный аналогово-цифровой преобразователь (АЦП) с фильтрами для защиты от наложения сигналов, обеспечивающий период преобразования 250 мкс. Результаты преобразования передаются по шине SPI в цифровой сигнальный процессор (ЦСП). ЦСП вычисляет соответствующие значения энергии, мощности, параметров качества электрической энергии и передает их по шине SPI в устройство управления тарифами, а также управляет работой светодиодных индикаторов.
Измерения выполняются счётчиками автоматически, просмотр результатов измерений на дисплее возможен как в режиме автоматической прокрутки, так и в ручном режиме. На дисплее также отображаются направление потока энергии, действующий тариф, состояние счетчика и другие параметры.
Результаты измерений приращений электрической энергии сохраняются в долговременной памяти счётчика, содержимое которой может быть передано по имеющимся информационным интерфейсам во внешние устройства.
Счетчик электрической энергии осуществляет привязку результатов измерения к времени в шкале UTC.
ИВК АИИС КУЭ построен на базе программно-технического комплекса «ЭКОМ» (Госреестр СИ № 19542-05), состоящего из устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» (Госреестр СИ № 17049-09) со встроенным приемником меток времени GPS, сервера сбора данных АИИС КУЭ и автоматизированного рабочего места (АРМ).
ИВК обеспечивает сбор результатов измерений со счетчиков, масштабное преобразование результатов измерений, хранение результатов измерений, хранение журналов событий, передачу результатов измерений и журналов событий во внешние системы, синхронизацию системного времени со шкалой UTC и передачу шкалы времени часам счетчиков электрической энергии. При этом часы УСПД и сервера сбора данных
синхронизируются со шкалой UTC в постоянном режиме, а часы счетчиков синхронизируются при условии достижения поправкой часов счетчиков порогового значения, проверка этого условия осуществляется не реже, чем один раз в 30 минут.
Счетчики ИИК ТИ ПС «Железногорск» объединены шиной интерфейса RS-485 и соединены с УСПД основным и резервным каналами связи. Основной канал связи построен с использованием сетей Ethernet модификаций 100Base-TX и 100Base-FX. В качестве связующих компонентов используются преобразователи интерфейсов Moxa NPort 5250 и Moxa IMC-101-S-SC-T на стороне счетчиков ПС «Железногорск» и на стороне ПТК «ЭКОМ». Резервный канал связи построен с использованием выделенного сегмента локальной сети ПАО «Михайловский ГОК», построенной по технологии Ethernet модификации 100Base-TX.
Счетчик ИИК ТИ «ПС «Рудная», ОРУ-110 кВ, 1 секция, отпайка от ВЛ-110 Горная-1» соединен с УСПД основным и резервным каналами связи. В качестве основного канала связи используется выделенная телефонная линия. В качестве связующих компонентов основного канала связи используются модемы Zyxel U-336S. Резервный канал связи построен с использованием сети мобильной радиосвязи GSM, в качестве связующих компонентов использованы преобразователь интерфейсов Moxa TCC100 и GSM модемы Siemens TC-35i.
Счетчики ИИК ТИ «ПС 29 «Литейная», ячейка №38» и «ПС-56 «р. Чернь», ячейка №10» соединены с УСПД основными и резервными каналами связи. Основной канал связи построен с использованием сетей Ethernet модификаций 100Base-TX (выделенный сегмент локальной сети ПАО «Михайловский ГОК») и 100Base-FX. В качестве связующих компонентов используются преобразователи интерфейсов Moxa NPort 5250 и Moxa IMC-101-S-SC-T. Резервный канал связи построен с использованием сети мобильной радиосвязи GSM, в качестве связующих компонентов использованы GSM модемы Siemens TC-35i.
ИВК АИИС КУЭ соединен с внешними системами, в том числе с ИВК ОП КурскАтомЭнергоСбыт АО «Атомэнергосбыт», ООО «РЭК», филиала АО «СО ЕЭС» Курское РДУ, ПАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго», ПАО «ФСК ЕЭС», АО «АТС» основным и резервным каналами связи. В качестве основного канала связи используется глобальная компьютерная сеть «Интернет» с доступом по интерфейсу Ethernet 100Base-TX. В качестве резервного канала связи используется глобальная компьютерная сеть «Интернет» с доступом посредством мобильной радиосвязи GSM с использованием в качестве связующего компонента GSM модема Siemens ES75 (Terminal).
ИИК ТИ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень и состав ИК приведен в таблице 1.
Результаты измерений автоматически передаются по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам, в т.ч. в ИАСУ КУ АО «АТС» и филиал АО «СО ЕЭС», также обеспечена возможность передачи результатов измерений в ручном режиме с использованием функционала АРМ. Результаты измерений защищены электронной цифровой подписью.
Структура АИИС КУЭ допускает изменение количества ИК с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ, отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с ИК АИИС КУЭ по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.
Таблица 1 - Перечень ИК, измерительных компонентов ИИК ТИ АИИС КУЭ
№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Тип ТТ (№ Г.р. СИ) |
Ктт |
Кл.т. ТТ |
Тип ТН (№ Г.р. СИ) |
Ктн |
Кл.т. ТН |
Тип счетчика (№ Г.р. СИ) |
Кл. т. при изм. акт эн. |
Кл. т. (предел основной погрешности) при изм. реакт. эн.** |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
1. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-5» |
ТФЗМ-110Б-1У1 (2793-88) |
1000/1 |
0,5 |
НКФ-110- 57У1 (14205 94) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
2. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-6» |
ТФЗМ-110Б-1У1 (2793-88) |
1000/1 |
0,5 |
НКФ-110-57У1 (1420594) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
3. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-7» |
ТГФМ-110 (52261-12) |
1000/1 |
0,2S |
НКФ-110-57У (14205-94) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
4. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-8» |
ТГФМ-110 (52261-12) |
1000/1 |
0,2S |
НКФ-110-57У1 (1420594) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
5. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ ОВ-3 |
ТРГ-110 II (26813-04) |
1000/1 |
0,2S |
НКФ-110-57У1 (1420594) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
6. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Горная-1» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
7. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Горная-2» |
ТФЗМ-110Б-1У1 (2793-88) |
750/1 |
0,5 |
UTD-123 (52353-12) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
8. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Горная-3» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
UTD-123 (52353-12) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
9. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Горная-4» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
10. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ ОВ-1 |
ТРГ-110 II (26813-04) |
1200/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
11. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Тяга-3» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
12. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Тяга-4» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
UTD-123 (52353-12) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
13. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-1» |
ТГФМ-110 (52261-12) |
750/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
14. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-2» |
ТГФМ-110 (52261-12) |
750/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
15. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-3» |
ТРГ-110 II (26813-04) |
750/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
16. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-4» |
ТРГ-110 II (26813-04) |
750/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
17. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ ОВ-2 |
ТРГ-110 II (26813-04) |
1200/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
18. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Тяга-1» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
19. |
ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Тяга-2» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3 /100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
20. |
ПС-29 «Литейная», яч. 38 |
ТВЛМ-10 (1856-63) |
150/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 (20186-00) |
6000/100 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
21. |
ПС-56 «р. Чернь», яч. 10 |
ТПЛ-10У3 (1276-59) |
200/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 (20186-00) |
6000/100 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
22. |
ПС «Рудная», ОРУ-110 кВ, 1 секция, отпайка от ВЛ110 кВ «Горная-1» |
ТОГ-110 (49001-12) |
600/5 |
0,2S |
ЗНОГ-110-У1- 3 (23894-12) |
110000:^3 /100:^3 |
0,2 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
Примечания 1 Все ИК объединены посредством УСПД типа «ЭКОМ-3000» 2 Для счетчиков при измерении активной электроэнергии указан класс точности по ГОСТ Р 52323 с учетом дополнений согласно документации фирмы-изготовителя счетчиков МТ 3 Для счетчиков при измерении активной электроэнергии указан класс точности по ГОСТ Р 52425 с учетом дополнений согласно документации фирмы-изготовителя счетчиков МТ 4 ТТ и ТН могут быть заменены на другие ТТ и ТН утвержденных типов и имеющих классы точности не хуже указанных в таблице 1 |
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ использовано программное обеспечение (ПО) комплекса технических средств «Энергосфера».
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
pso_metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
22 |
Доверительные границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС при вероятности Р=0,95 при измерении активной (5wa) и реактивной (5w₽) электрической энергии в рабочих условиях применения |
Приведены в таблице 4 |
Предельное значение поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с |
±5 |
Переход с летнего на зимнее время |
автоматический |
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут |
30 |
Период сбора результатов измерений приращений электрической энергии со счетчиков, минут |
30 |
Период сбора текущих показаний счетчиков, ч |
24 |
Формирование XML-файла для передачи внешним организациям |
автоматическое |
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных |
автоматическое |
Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет |
3,5 |
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ |
автоматическое |
Рабочие условия применения трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, входящих в состав измерительных каналов АИИС: | |
температура окружающего воздуха (кроме счетчиков), °С |
от -45 до +40 |
температура окружающего воздуха (для счетчиков), °С |
от 0 до +40 |
частота сети, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
индукция внешнего магнитного поля, мТл |
не более 0,5 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
Допускаемые значения информативных параметров входного сигнала: | |
ток (для ИК с ТТ класса 0,5), % от 1ном |
от 5 до 120 |
ток (для ИК с ТТ класса 0,2S), % от 1ном |
от 2 до 120 |
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
коэффициент мощности, cos ф (при измерении активной электрической энергии и мощности) |
0,5 инд.-1,0-0,5 емк. |
коэффициент реактивной мощности, sin ф (при измерении реактивной электрической энергии и мощности) |
0,5 инд.-1,0-0,5 емк. |
Рабочие условия применения остальных технических средств АИИС КУЭ: | |
температура окружающего воздуха, °С |
от 0 до +40 |
частота сети, Гц |
от 49 до 51 |
напряжение сети питания, В |
от 198 до 242 |
Показатели надежности: | |
Средняя наработка на отказ, часов |
не менее 1586 ч |
Коэффициент готовности |
не менее 0,9 |
Таблица 4 - Доверительные границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии________________________________________
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК № 5, 10, 15-17 |
ИК №1-4, 6-9, 11-14, 18, 19-22 | ||
6wa, ±% |
6wP, ±% |
6wa, ±% |
6wP, ±% | ||
2 |
0,5 инд., 0,5 емк. |
2,1 |
1,3 |
- |
- |
5 |
0,5 инд., 0,5 емк. |
1,7 |
1,0 |
5,4 |
2,5 |
20 |
0,5 инд., 0,5 емк. |
1,5 |
1,0 |
3 |
1,5 |
100^120 |
0,5 инд., 0,5 емк. |
1,5 |
1,0 |
2,2 |
1,2 |
2 |
0,8 инд., 0,8 емк. |
1,4 |
1,8 |
- |
- |
5 |
0,8 инд., 0,8 емк. |
1,1 |
1,4 |
2,9 |
4,3 |
20 |
0,8 инд., 0,8 емк. |
0,9 |
1,3 |
1,6 |
2,4 |
100^120 |
0,8 инд., 0,8 емк. |
0,9 |
1,3 |
1,3 |
1,8 |
2 |
0,865 инд., 0,865 емк. |
1,3 |
2,1 |
- |
- |
5 |
0,865 инд., 0,865 емк. |
1,1 |
1,7 |
2,5 |
5,4 |
20 |
0,865 инд., 0,865 емк. |
0,9 |
1,5 |
1,4 |
3,0 |
100^120 |
0,865 инд., 0,865 емк. |
0,9 |
1,5 |
1,1 |
2,2 |
2 |
1,0 |
1,1 |
- |
- |
- |
5 |
1,0 |
0,8 |
- |
1,8 |
- |
20 |
1,0 |
0,7 |
- |
1,1 |
- |
100^120 |
1,0 |
0,7 |
- |
0,9 |
- |
6WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения;
6WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра РЭС.425210.058ФО и паспорта РЭС.425210.058ПС.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип, модификация |
Кол-во, шт. |
Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
9 |
Трансформаторы тока |
ТГФМ-110 |
12 |
Трансформаторы тока элегазовые |
ТРГ-110 II |
15 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
21 |
Трансформаторы тока |
ТОГ-110 |
3 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
2 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10У3 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57У1 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ110-83У1 |
9 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-110 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
UTD-123 |
3 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии |
МТ: MT86OS-A22R36S33-EI-M3KO3 |
22 |
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
Модем |
Zyxel U-336S |
2 |
GSM модем |
Siemens |
5 |
Преобразователь интерфейсов |
Moxa NPort 5250 |
8 |
Преобразователь интерфейсов |
Moxa IMC-101-S-SC-T |
6 |
Преобразователь интерфейсов |
Moxa TCC100 |
1 |
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Формуляр |
РЭС.425210.058 ФО |
1 |
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Паспорт |
РЭС.425210.058 ПС |
1 |
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Методика поверки |
РЭС.425210.058 Д1 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РЭС.425210.058 Д1 «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» 09.07.2009 г.
Основные средства поверки:
- миллитесламетр портативный ТП2-2У-01 (Г.р. № 16373-08);
- мультиметр АРРА-109 (Г.р. № 20085-11);
- вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г.р. № 22029-10);
- измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г.р. № 23070-05);
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
- для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- для ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электрической энергии МТ - в соответствии с методикой поверки МП 32930-08 «Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии МТ. Методика поверки», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в июне 2008 г.;
- для устройства сбора и передача данных «ЭКОМ-3000» и программно-технического комплекса «ЭКОМ» - в соответствии с методикой поверки МП 26-262-99 «Программнотехнический измерительный комплекс «ЭКОМ». Методика поверки измерительных каналов», утвержденной ФГУП «УНИИМ» в декабре 1999 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика выполнения измерений количества электрической энергии с использованием системы информационно-измерительной автоматизированной коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт» Свидетельство об аттестации методики измерений № 64-09 от «27» августа 2009 г.,
зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.34.2009.06449
Нормативные документы
электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт»
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
ГОСТ Р 52425-2005. 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
РЭС.425210.058. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «КМА-Энергосбыт». Технорабочий проект