Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО "ЭК" "СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО" в г. Севастополь
| Номер в ГРСИ РФ: | 67085-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь (далее-АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля электрической энергии и мощности, потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67085-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО "ЭК" "СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО" в г. Севастополь |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 67085-17: Описание типа СИ | Скачать | 123.1 КБ | |
| 67085-17: Методика поверки МП 4222-16-7714348389-2017 | Скачать | 677.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля электрической энергии и мощности, потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;
- периодический (1 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 (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика 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 - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные ZMD (модификации ZMD405CT44, ZMD405CR44) в ГР№53319-13 и ZMG (модификации ZMG405CR.4, ZMG310CR.4) в ГР № 54762-13 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 и 1,0/2,0 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (11 точек измерения).
2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (далее -ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-3 в ГР№ 64242-16, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы 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, реактивной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 и GSM-модема передается на ИВК по запросу или в автоматическом режиме.
СБД АИИС КУЭ при помощи ПО «Пирамида 2000» осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Автоматизированное рабочее место АИИС КУЭ энергосбытовой компании (далее - АРМ АИИС КУЭ) подключен к ИВК АИИС КУЭ ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь. Отчеты в формате XML сформирование на ИВК АИИС КУЭ ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь передаются на АРМ АИИС КУЭ посредством электронной почты. Далее на АРМ АИИС КУЭ отчеты XML подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по выделенному каналу связи сети Ethernet в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования.
СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Часы ИВК АИИС КУЭ синхронизированы со временем УСВ-3, корректировка часов ИВК АИИС КУЭ выполняется при расхождении времени часов ИВК и УСВ-3 на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов ИВК происходит при каждом опросе, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов ИВК на чем ±2 с выполняется их корректировка.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки. Журналы событий счетчика 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 программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» (Версия 30.01/2014/С-50).
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значения |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014 - средний.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Технические характеристики
должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее - ИК), представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
|
номер ИК |
Наименование ИК |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСВ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС-9 (35/6 кВ) 1СШ 35кВ ВЛ 35 кВ ПС-9 - Некрасовка |
ТОЛ-СВЭЛ-35 III 300/5 КТ 0,5S |
ЗНОМ-35-65 35000/100 КТ 0,5 |
ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 |
УСВ-3 |
Активная Реактивная |
|
2 |
ПС-10 (110/10 кВ) ОРУ-110 кВ 1СШ ВЛ 110 кВ ПС-10-Заря |
ТОЛ-110 III 400/5 КТ 0,5S |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/100 КТ 0,2 |
ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | ||
|
3 |
ПС-10 (110/10 кВ) РУ-10 кВ 1СШ яч.11 КВЛ 10 кВ ПС-10 л.11 - РП Форос |
ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,5 |
ZMD405CR44 КТ 0,5S/1,0 | ||
|
4 |
ПС-10 (110/10 кВ) РУ-10 кВ 2СШ яч.14 КВЛ 10 кВ ПС-10 л.14 - РП Форос |
ТПЛ-10 300/5 КТ 0,5 |
НАМИ-10 У 2 10000/100 КТ 0,2 |
ZMD405CR44 КТ 0,5S/1,0 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
5 |
ПС 110/35/10 кВ Мекензиевы Г оры, 1Сш 35 кВ ВЛ 35 кВ Мекензиевы Г оры -Танковое с отпайкой на ПС-8 |
ТОЛ-СВЭЛ-35 III 400/5 КТ 0,5S |
ЗНОМ-35-65 35000/100 КТ 0,5 |
ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 |
УСВ-3 |
Активная Реактивная |
|
6 |
СП-1 (10/0,4 кВ) РУ-10 кВ ВЛ 10 кВ Сирень л.12 - СП-1 |
ТПЛ-СВЭЛ-10 150/5 КТ 0,5S |
НТМИ-10-66У3 10000/100 КТ 0,5 |
ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | ||
|
7 |
ТП-229 (10/0,4 кВ), РУ-10 кВ, ВЛ 10 кВ ТП-229 - ТП-8193 с отпайкой на ТП-8468 |
ТПЛУ-10У2.1 200/5 КТ 0,5S |
НТМК-10 10000/100 КТ 0,5 |
ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | ||
|
8 |
КТП-639 (10/0,4 кВ), ввод РУ-0,4 кВ |
ТОП-0,66 200/5 КТ 0,5S |
- |
ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | ||
|
9 |
КТП-639 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, яч. 3 КЛ 0,4 кВ КТП-639 - Церковь |
- |
- |
ZMG310CR.4 КТ 1,0/2,0 | ||
|
10 |
ПС-8 (35/6 кВ) 1Сш 35 кВ ВЛ 35 кВ Мекензиевы Г оры -Танковое с отпайкой на ПС-8 |
ТФЗМ 40,5 400/5 КТ 0,5S |
ЗНОМ-35-65 35000/100 КТ 0,5 |
ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | ||
|
11 |
ТП-171 (10/0,4 кВ) РУ-10 кВ, яч.2, КЛ 10 кВ ТП-171 - ТП-172 |
ТПЛ-10 75/5 КТ 0,5S |
НТМИ-1-10-У3 10000/100 КТ 0,5 |
ZMG405CR.4 КТ 0,5S/1,0 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) UH0M ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 uHg.<cos ф<0,8 емк.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 70°С, для сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от минус 10 до плюс 35 °С.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях
|
Номер измерительного канала |
Значение COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), % | |||||||
|
§1(2)%, I1(2) %— I изм< I 5 % |
§5 %, I5 %— I изм< I 20 % |
§20 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
§100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||||||
|
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
|
1,5-7,10,11 |
0,5 |
±5,6 |
±3,6 |
±3,2 |
±2,7 |
±2,4 |
±2,5 |
±2,4 |
±1,5 |
|
0,8 |
±3,1 |
±5,1 |
±1,9 |
±3,5 |
±1,5 |
±3,0 |
±1,5 |
±2,1 | |
|
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
|
1,5-7,10,11 |
1 |
±2,1 |
не норм |
±1,3 |
не норм |
±1,1 |
не норм |
±1,6 |
не норм |
|
2 |
0,5 |
±5,5 |
±3,5 |
±3,0 |
2,7 |
±2,2 |
±2,5 |
±2,2 |
±2,5 |
|
0,8 |
±3,0 |
±5,0 |
±1,7 |
±3,4 |
±1,3 |
±2,9 |
±1,3 |
±2,9 | |
|
1 |
±2,1 |
не норм |
±1,2 |
±3,4 |
±1,0 |
не норм |
±1,5 |
не норм | |
|
3 |
0,5 |
- |
- |
±5,8 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,2 |
±2,9 |
±3,1 |
|
0,8 |
- |
- |
±3,3 |
±5,5 |
±2,2 |
±4,0 |
±2,0 |
±3,7 | |
|
1 |
- |
- |
±2,2 |
не норм |
±1,6 |
не норм |
±1,9 |
не норм | |
|
4 |
0,5 |
- |
- |
±5,7 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,2 |
±2,7 |
±3,1 |
|
0,8 |
- |
- |
±3,2 |
±5,4 |
±2,1 |
±3,9 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1 |
- |
- |
±2,1 |
не норм |
±1,5 |
не норм |
±1,8 |
не норм | |
|
8 |
0,5 |
±5,4 |
±3,5 |
±3,0 |
±2,6 |
±2,1 |
±2,4 |
±2,1 |
±2,4 |
|
0,8 |
±3,0 |
±5,0 |
±1,7 |
±3,4 |
±1,3 |
±2,8 |
±1,3 |
±2,8 | |
|
1 |
±2,1 |
не норм |
±1,1 |
не норм |
±0,9 |
не норм |
±1,4 |
не норм | |
|
9 |
0,5 |
- |
- |
не норм |
не норм |
±2,0 |
±4,1 |
±2,0 |
±4,1 |
|
0,8 |
- |
- |
не норм |
не норм |
±1,8 |
±4,3 |
±1,8 |
±4,3 | |
|
1 |
- |
- |
±2,0 |
не норм |
±1,6 |
не норм |
±2,7 |
не норм |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1Н0М, 0,5 инд.+cos ф<0,8 емк; температура окружающей среды (23+2) °С приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии
|
Номер измерительно го канала |
Значение COSф |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии, % | |||||||
|
51(2)%, I1(2) %— I изм< I 5 % |
55 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||||||
|
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
|
1,5-7,10,11 |
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±3,1 |
±1,9 |
±2,3 |
±1,5 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,8 |
±3,0 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,8 |
±1,3 |
±2,1 |
±1,3 |
±2,1 | |
|
1 |
±2,1 |
не норм |
±1,2 |
не норм |
±1,0 |
не норм |
±1,0 |
не норм | |
|
2 |
0,5 |
±5,4 |
±2,9 |
±2,9 |
1,8 |
±2,0 |
±1,4 |
±2,0 |
±1,4 |
|
0,8 |
±3,0 |
±4,5 |
±1,6 |
±2,6 |
±1,2 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,9 | |
|
1 |
±2,0 |
не норм |
±1,1 |
±3,4 |
±0,9 |
не норм |
±0,9 |
не норм | |
|
3 |
0,5 |
- |
- |
±5,5 |
±2,7 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,8 |
- |
- |
±2,9 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,3 |
±2,1 | |
|
1 |
- |
- |
±1,8 |
не норм |
±1,2 |
не норм |
±1,0 |
не норм | |
|
4 |
0,5 |
- |
- |
±5,4 |
±2,7 |
±2,8 |
±1,7 |
±2,0 |
±1,4 |
|
0,8 |
- |
- |
±2,9 |
±4,5 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,2 |
±1,9 | |
|
1 |
- |
- |
±1,8 |
не норм |
±1,1 |
не норм |
±0,9 |
не норм | |
|
8 |
0,5 |
±5,4 |
±2,9 |
±2,8 |
±1,7 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,9 |
±1,3 |
|
0,8 |
±2,9 |
±4,5 |
±1,6 |
±2,6 |
±1,1 |
±1,8 |
±1,1 |
±1,8 | |
|
1 |
±2,0 |
не норм |
±1,0 |
не норм |
±0,8 |
не норм |
±0,8 |
не норм | |
|
9 |
0,5 |
- |
- |
не норм |
не норм |
±1,1 |
±2,2 |
±1,1 |
±2,2 |
|
0,8 |
- |
- |
не норм |
не норм |
±1,1 |
±2,2 |
±1,1 |
±2,2 | |
|
1 |
- |
- |
±1,7 |
не норм |
±1,1 |
не норм |
±1,1 |
не норм | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчик электрической энергии многофункциональный ZDM, ZMG
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 22 0000 ч,
трансформатор тока (напряжения)
- среднее время наработки на отказ не менее 40405 часов,
сервер
- среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 часов,
- среднее время восстановления работоспособности te = 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
- параметрирования;
- воздействия внешнего магнитного поля;
- вскрытие счетчика;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
журнал сервера:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- потери и восстановления связи со счётчиками;
- программных и аппаратных перезапусков;
- корректировки времени в счетчике и сервере;
- изменения ПО.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- сервера ИВК;
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование компонента системы |
Регистрационный номер в Информационном фонде |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии ZMD, |
53319-13 |
9 шт. |
|
Счетчики электрической энергии ZMG, |
54762-13 |
1 шт. |
|
Счетчики электрической энергии ZMG, |
1 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока ТОЛ-110 III, КТ 0,5S |
64539-16 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока ТОЛ-СВЭЛ-35 III, КТ 0,5S |
51517-12 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,5S |
57218-14 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока ТПЛ-10, КТ 0,5 |
1276-59 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока ТПЛ-10, КТ 0,5S |
2 шт. | |
|
Трансформатор тока ТПЛ-СВЭЛ-10, КТ 0,5S |
44701-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока ТПЛУ-10 У2.1, КТ 0,5S |
41376-09 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока ТФЗМ 40,5, КТ 0,5S |
49580-12 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения НАМИ-110, УХЛ1, КТ 0,2 |
24218-13 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,5 |
57274-14 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения НАМИ-10 У2, КТ 0,2 |
57274-14 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65, КТ 0,5 |
912-70 |
9 шт. |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3, КТ 0,5 |
831-69 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения НТМК-10, КТ 0,5 |
355-49 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-1-10-У3, КТ 0,5 |
59761-15 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени УСВ-3 |
64242-16 |
1 шт. |
|
Основной сервер: HP ProLiant DL180 G6 |
- |
1 шт. |
|
АРМ (автоматизированное рабочее место) |
- |
5 шт. |
|
Документация | ||
|
Методика поверки МП 4222-16-7714348389-2017 |
1 экз. | |
|
Формуляр ФО 4222-16-7714348389-2017 |
1 экз. | |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-16-7714348389-2017. «Система автома-тизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь. Методика поверки, утвержденная ФБУ «Самарский ЦСМ» 18.01.2017.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчик электрической энергии трехфазный ZMD 400 трансформаторного включения Серия Е 650. Инструкция пользователя. Методика поверки. D000030110c-E650-MP-UA;
- счетчик электрической энергии трехфазный ZMG 300 прямого включения Серия Е550. Инструкция Пользователя. Методика поверки. D7102000377c-E550-MP-UA;
- счетчик электрической энергии трехфазный ZMG400 трансформаторного включения Серия Е550. Инструкция пользователя. Методика поверки. D000029783c-E550-MP-UA;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 по документу «Инструкция. Устройства синхрони-зации времени УСВ-3». Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Информационном фонде 33750-12.
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь. Свидетельство об аттестации №167 /RA.RU. 311290/2015/2017 от 10 января 2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)
Смотрите также
