Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "КировТЭК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66641-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "КировТЭК", г.С.-Петербург |
| 66641-17: Описание типа СИ | Скачать | 148.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «КировТЭК», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66641-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "КировТЭК" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 002 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "КировТЭК", г.С.-Петербург
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 66641-17: Описание типа СИ | Скачать | 148.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «КировТЭК», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;
обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
обмен (передача и получение) результатами измерений, данными о состоянии средств измерений в различных форматах с организациями-участниками оптового и розничного рынков электрической энергии (далее - внешними организациями);
передача результатов измерений по электронной почте в XML-формате по программно-задаваемым адресам;
предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;
обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения (далее -ИИК ТИ), включающий:
измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ);
измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН);
вторичные измерительные цепи;
счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики); технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий:
устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа СИКОН С70.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий:
сервер центра сбора и обработки данных АО «ЭСК» (далее - сервер АО «ЭСК») с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦентр»;
сервер центра сбора и обработки данных ПАО «Ленэнерго» (далее - сервер ПАО «Ленэнерго») с ПО «Пирамида 2000»;
технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
устройства синхронизации системного времени УССВ-2 и УСВ-2.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U • I.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени. Счетчики электрической энергии ИИК ТИ производят измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности с интервалом усреднения 30 минут, самодиагностику и запись результатов измерений (профилей нагрузки) и данных самодиагностики (журналов событий) в энергонезависимую встроенную память.
По запросу с УСПД уровня ИВКЭ (для измерительных каналов (далее - ИК) №№ 13-15) с периодичностью один раз в 30 минут собираются данные с ИК №№ 13-15. По запросу с сервера ПАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в 30 минут данные с уровня ИВКЭ
собираются в базу данных сервера ПАО «Ленэнерго». С периодичностью один раз в сутки данные из базы данных сервера ПАО «Ленэнерго» передаются в базу данных сервера АО «ЭСК».
По запросу с сервера АО «ЭСК» (ИК №№ 9-12) с периодичностью один раз в 30 минут данные с ИК №№ 9-12 собираются в базу данных сервера АО «ЭСК».
Сервера осуществляют сбор и обработку результатов измерений, расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер АО «ЭСК» осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными о состоянии средств измерений с внешними организациями с другими АИИС КУЭ, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. Обмен результатами измерений и данными о состоянии средств измерений осуществляется по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера в XML-формате, в том числе с электронноцифровой подписью.
Серверы баз данных уровня ИВК по запросу обеспечивают возможность дистанционного доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к компонентам АИИС КУЭ.
Для обеспечения единого времени на средствах измерений, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии, УСПД, сервер центра сбора и обработки данных АО «ЭСК» и ПАО «Ленэнерго»), предусмотрена система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ).
СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компонентах и уровнях системы.
Базовыми устройствами СОЕВ являются устройства синхронизации времени типа УСВ-2 и УССВ-2, синхронизирующие собственную шкалу времени со шкалой национального координированного времени UTS(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (далее - ГЛОНАСС).
Сервер АО «ЭСК» не реже одного раза в час синхронизирует свою шкалу времени по сигналу, получаемому от УССВ-2, при превышении поправки часов сервера АО «ЭСК» относительно шкалы времени УССВ-2 более чем на 1 секунду.
Сервер АО «ЭСК» не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики (для ИК №№ 9-12), если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени сервера АО «ЭСК» превышает ± 2 с происходит коррекция часов счетчиков.
УСПД уровня ИВКЭ (для ИК №№ 13-15) не реже одного раза в час синхронизируют свою шкалу времени по сигналу, получаемому от УСВ-2, при превышении поправки часов УСПД уровня ИВКЭ относительно шкалы времени УСВ-2 более чем на 1 секунду.
УСПД уровня ИВКЭ не реже одного раза в 30 минут опрашивает счетчики (для ИК №№ 13-15), если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени УСПД уровня ИВКЭ превышает ± 2 с происходит коррекция часов счетчиков.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД и серверов АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и серверов отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и серверов в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерения не предусмотрено. Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Данные о поверке передаются в Федеральный информационный фонд (далее - ФИФ).
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» и ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
amrserver.exe amrc.exe amra.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4.10.5.0 и выше 4.11.0.0 и выше 4.3.0.0 и выше 4.10.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ac_ metrology.dll |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (иден-тифика-цион-ный 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 |
3.0 |
E55712D0-B1B21906- 5D63DA94-9114DAE4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энергии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3.0 |
B1959FF7-0BE1EB17- C83F7B0F-6D4A132F |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3.0 |
D79874D1-0FC2B156- A0FDC27E-1CA480AC |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3.0 |
52E28D7B-608799BB- 3CCEA41B-548D2C83 |
MD5 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3.0 |
6F557F88-5B737261- 328CD778-05BD1BA7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3.0 |
48E73A92-83D1E664- 94521F63-D00B0D9F |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3.0 |
C391D642-71ACF405- 5BB2A4D3-FE1F8F48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3.0 |
ECF53293-5CA1A3FD- 3215049A-F1FD979F |
MD5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
3.0 |
530D9B01-26F7CDC2- 3ECD814C-4EB7CA09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3.0 |
1EA5429B-261FB0E2-884F5B35-6A1D1E75 |
MD5 |
Уровень защиты ПО «Альфа-ЦЕНТР» и ПО «Пирамида 2000» соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 3 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и метрологические характеристики
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Измерительные компоненты |
Вид эл. энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УССВ/Сервер |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
9 |
ГПП-1 (ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 1,3 с.ш. 6 кВ |
ТШЛ-10 4000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 3972-03 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Ihom (Ыакс) = 5 (10) А Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 36697-08 |
- |
УССВ-2, Рег. № 54074-13/ ПЭВМ (IBM совместимый) с ПО «АльфаЦЕНТР» (АО «ЭСК») |
Активная Реактивная |
± 1,9 ± 2,9 |
± 2,3 ± 4,3 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
10 |
ГПП-1 (ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 2,4 с.ш. 6 кВ |
ТШЛ-10 4000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 3972-03 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Ihom (Ыакс) = 5 (10) А Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 36697-08 |
- |
УССВ-2, Рег. № 54074-13/ ПЭВМ (IBM совместимый) с ПО «АльфаЦЕНТР» (АО «ЭСК») |
Активная Реактивная |
± 1,9 ± 2,9 |
± 2,3 ± 4,3 |
|
11 |
ГПП-1 (ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 5 с.ш. 6 кВ |
ТЛШ-10 4000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 64182-16 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Ihom (Ыакс) = 5 (10) А Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
± 1,9 ± 2,9 |
± 2,3 ± 4,3 | ||
|
12 |
ГПП-1 (ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 6 с.ш. 6 кВ |
ТЛШ-10 4000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 64182-16 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Ihom (Ыакс) = 5 (10) А Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
± 1,9 ± 2,9 |
± 2,3 ± 4,3 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |
|
СЭТ-4ТМ.03М.01 | ||||||||||
|
ПС-19 «Краснопу-тиловская» |
ТОЛ-НТЗ-10 1500/5 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 6000/V3 / 100/V3 |
1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3х(57,7-115)/(100-200) В класс точности: |
УСВ-2, Рег. № 41681-10/ ПЭВМ (IBM совместимый) с ПО «Пирамида 2000» |
Активная |
± 1,8 |
± 2,2 | |||
|
13 |
110/6 кВ КРУ-6 кВ, 4с 6 кВ, яч. № 403 |
0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 51679-12 |
0,2 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 51676-12 |
по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70, Рег. № 28822-05 |
(ПАО «Ленэнерго») |
Реактивная |
± 2,7 |
± 4,2 | |
|
14 |
ПС-19 «Краснопу-тиловская» 110/6 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 1500/5 0,5S |
ЗНОЛП-НТЗ-6 6000/V3 / 100/V3 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3х(57,7-115)/(100-200) В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005 |
Активная |
± 1,8 |
± 2,2 | |||
|
КРУ-6 кВ, |
ГОСТ 7746-2001 |
ГОСТ 1983-2001 |
Реактивная |
± 2,7 |
± 4,2 | |||||
|
3с 6 кВ, яч. № 303 |
Рег. № 51679-12 |
Рег. № 51676-12 |
по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 | |||||||
|
Рег. № 36697-08 | ||||||||||
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
15 |
ПС-19 «Краснопу-тиловская» 110/6 кВ КРУ-6 кВ, 4с 6 кВ, яч. № 405 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 6000/V3 / 100/9'3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 1ном (1макс) = 5 (10) А Ином = 3х(57,7-115)/(100-200) В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70, Рег. № 28822-05 |
УСВ-2, Рег. № 41681-10/ ПЭВМ (IBM совместимый) с ПО «Пирамида 2000» (ПАО «Ленэнерго») |
Активная Реактивная |
± 1,8 ± 2,7 |
± 2,2 ± 4,2 |
|
П р и м е ч а н и я 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электрической энергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 5 % от 1ном cosф = 0,8 инд. 4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно национальной шкалы координированного времени UTC(SU) ± 5 с. | |||||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
7 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды, °С |
От 98 до 102 От 1 до 120 0,9 инд. От 49,8 до 50,2 От плюс 20 до плюс 25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности: COSф simp частота, Гц Диапазон температур для компонентов системы, °С: - ТТ и ТН, счетчиков - УСПД, УССВ, сервер |
От 95 до 105 От 1 до 120 От 0,5 до 1,0 От 0,5 до 0,87 От 49,5 до 50,5 От плюс 5 до плюс 30 От плюс 18 до плюс 22 |
|
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: счетчиков: трансформаторов тока: - ТЛШ-10, ТШЛ-10 - ТОЛ-НТЗ-10 трансформаторов напряжения: - НАМИ-10 - ЗНОЛП-НТЗ-6 УСПД СИКОН С70 УССВ-2 УСВ-2 сервера БД |
165000 4000000 219000 4400000 219000 70000 35000 35000 100000 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее УСПД: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 30 45 5 за весь срок эксплуатации системы |
Надежность системных решений:
резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью дополнительного питания;
резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
а) счетчиками электрической энергии:
попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
коррекции текущих значений времени и даты;
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
перерывов питания;
самодиагностики (с записью результатов);
б) УСПД:
попыток несанкционированного доступа;
связи с УСПД, приведших к каким-либо изменениям данных;
коррекции текущих значений времени и даты;
перерывов питания;
самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;
промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
испытательных клеммных коробок;
УСПД;
сервер БД;
б) защита информации на программном уровне:
установка паролей на счетчиках электрической энергии;
установка паролей на устройствах сбора и передачи данных;
установка пароля на сервер;
возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК».
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ-10 ТШЛ-10 ТОЛ-НТЗ-10 |
4 шт. 4 шт. 9 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 ЗНОЛП-НТЗ-6 |
4 шт. 6 шт. |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
7 шт. |
|
УСПД |
СИКОН С70 |
2 шт. |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 шт. |
|
УСВ-2 |
1 шт. | |
|
Сервер центра сбора и обработки данных |
АО «ЭСК» ПАО «Ленэнерго» |
1 шт. 1 шт. |
|
Программное обеспечение |
«Альфа-ЦЕНТР» AC_UE (АО «ЭСК») |
1 шт. |
|
«Пирамида 2000» (ПАО «Ленэнерго») |
1 шт. | |
|
Паспорт |
04/16.01.000 ПС |
1 экз. |
|
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений | ||
Сведения о методах измерений
Измерения производятся в соответствии с документом 04/16.00.000 МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК». Свидетельство об аттестации № 08-RA.RU.311468-2016 от 26.07.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
