Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Межрегионсбыт" в отношении потребителя ЗАО "ВШЗ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68092-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «Межрегионсбыт» в отношении потребителя ЗАО «ВШЗ» (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, поставляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68092-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Межрегионсбыт" в отношении потребителя ЗАО "ВШЗ" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 68092-17: Описание типа СИ | Скачать | 113.8 КБ | |
| 68092-17: Методика поверки МП 4222-25-7714348389-2017 | Скачать | 7.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «Межрегионсбыт» в отношении потребителя ЗАО «ВШЗ» (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, поставляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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 и реактивной 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 и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
передача журналов событий АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно- измерительные комплексы (далее - ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М класса точности (КТ) 0,2S/0,5 (Рег.№ 36697-12), счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02 класса точности (КТ) 0,5S/0,5 (Рег. № 20175-01) по ГОСТ 31819.22-12, ГОСТ 30206-94 при измерении активной электроэнергиии и ГОСТ 31819.23-12, ГОСТ 26035-83 при измерении реактивной электрической энергии, указанные в таблице 2 (23 точки измерения).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер HP ProLiant ML110 G6 с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени выполненного на базе GPS-приемника типа yCCB-16HVS, 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 токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также
отображение информации по подключенным к серверу устройствам.
На верхнем втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП (далее-электронная цифровая подпись) субъекта ОРЭ (далее-оптовый рынок электроэнергии), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов форматов 80020, 80030, 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта ОРЭ и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS-приемника, корректировка часов сервера АИИС КУЭ выполняется при расхождении времени на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе, при расхождении времени на ±2 с выполняется их корректировка.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа ЦЕНТР» (Версия не ниже 15.04.01).
Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
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
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 ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УССВ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ТП №9 6/0,4кВ, РУ- 6кВ, 1с.ш., яч.27, ф.118 |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УССВ-16HVS |
Активная/Реактивная |
|
2 |
ЦРП-3 6кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.1, ф.4 |
ТПОФ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
3 |
ЦРП-3 6кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.57, ф.5 |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НОЛ.08 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 3345-72 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
4 |
ЦРП-12 6кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.13, ф.11 |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
5 |
ЦРП-3 6кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.78, ф.16 |
ТПОФ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УССВ-16HVS |
Активная/Реактивная |
|
6 |
ТП-8 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.17, ф.21 |
ТПЛ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
7 |
ЦРП-12 6 кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.44, ф.22 |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 6000/100,КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
8 |
ТП-25 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.18, ф.11 |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5, Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
9 |
ТП-25 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.6, ф.22 |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
10 |
ТП-28 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.18, ф.30 |
ТЛМ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
11 |
ТП-28 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.8, ф.42 |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛ.06 (6000:^3/100:^3) КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
12 |
ТП-28 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.37, ф.52 |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
13 |
ТП-18 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.14, ф.56 |
ТПЛ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
ЗНОЛ.06 (6000:^3/100:^3) КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
14 |
ТП-18 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.1, ф.62 |
ТПЛ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
ЗНОЛ.06 (6000:^3/100:^3) КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
15 |
ТП-28 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.28, ф.64 |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛТ-6 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 3640-73 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
16 |
ТП-38 "Водоподготовка" 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ Ввод 1, ф.70 |
ТВЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НОЛ.08 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 3345-72 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
17 |
ЦРП-12 6 кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.93, ф.71 |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛТ-6 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 3640-73 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
18 |
ЦРП-12 6 кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.133, ф.83 |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛТ-6 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 3640-73 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
19 |
ТП-38 "Водоподготовка" 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ Ввод 2, ф.84 |
ТЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
ЗНОЛ.06 (6000:^3/100:^3) КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
yCCb-16HVS |
Активная/Реактивная |
|
20 |
ЦРП-36 6кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.11, ф.42 |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
21 |
ТП-11 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.1 |
ТПЛ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НОЛ.08 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 3345-72 |
СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | ||
|
22 |
ТП-8 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.16 |
ТПЛ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | ||
|
23 |
ТП-9 6/0,4кВ РУ-6кВ сш-6кВ яч.23 |
ТПЛ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
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) ином, ток (0,05-1,2) 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, счетчиков электрической энергии от минус 40 до
плюс 65 °С, сервера от 10 до 25 °С приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от 10 до 30 °С.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях
|
Номер ИК |
Значение COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях, (± 5),% | |||||||
|
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 | ||
|
1-20 |
0,5 |
- |
- |
5,4 |
2,6 |
3,0 |
1,6 |
2,2 |
1,4 |
|
0,8 |
- |
- |
2,9 |
4,5 |
1,6 |
2,5 |
1,3 |
2,0 | |
|
1 |
- |
- |
1,8 |
Не норм. |
1,1 |
Не норм. |
1,0 |
Не норм. | |
|
21-23 |
0,5 |
- |
- |
5,5 |
2,5 |
3,0 |
1,5 |
2,3 |
1,2 |
|
0,8 |
- |
- |
2,9 |
4,4 |
1,7 |
2,4 |
1,3 |
1,9 | |
|
1 |
- |
- |
1,8 |
Не норм. |
1,2 |
Не норм. |
1,0 |
Не норм. | |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1ном; 0,5 инд.<cos ф<0,8; приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии
|
Номер ИК |
Значение COSф |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, (± 5) % | |||||||
|
51(2)%, 11(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 | ||
|
1-20 |
0,5 |
- |
- |
5,4 |
2,5 |
2,9 |
1,5 |
2,2 |
1,2 |
|
0,8 |
- |
- |
2,8 |
4,4 |
1,6 |
2,4 |
1,2 |
1,9 | |
|
1 |
- |
- |
1,8 |
Не норм. |
1,1 |
Не норм. |
0,9 |
Не норм. | |
|
21-23 |
0,5 |
- |
- |
5,3 |
2,5 |
2,7 |
1,4 |
1,9 |
1,1 |
|
0,8 |
- |
- |
2,8 |
4,3 |
1,5 |
2,2 |
1,1 |
1,6 | |
|
1 |
- |
- |
1,7 |
Не норм |
0,9 |
Не норм |
0,7 |
Не норм | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 140 000 ч,
счетчик активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статический, многофункциональный СЭТ-4ТМ.02
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 90000 ч, трансформатор тока (напряжения)
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 40405 ч, сервер
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 150 000 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках и сервере;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
фактов параметрирования счетчика;
фактов пропадания напряжения;
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчике (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
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 |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
12 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
24 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОФ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 (модификация ЗНОЛ.06-6) |
12 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛТ-6 |
9 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ.08 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
10 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М модификация СЭТ-4ТМ.03М.00) |
20 шт. |
|
Счетчик активнойи реактивной электрической энергии переменного тока, статический, многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.02 (модификация СЭТ-4ТМ.02.2) |
3 шт. |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-16HVS |
1 шт. |
|
Основной сервер |
HP ProLiant ML110 G6 |
1 шт. |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
1 шт. |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 4222-25-7714348389-2017 |
1 экз. |
|
Формуляр |
ФО 4222-25-7714348389-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-25-7714348389-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии
ООО «Межрегионсбыт» в отношении потребителя ЗАО «ВШЗ», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 05.05.2017 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1. «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации.
Ч асть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04. 05. 2012 г.;
- счетчики активной и реактивной электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.О2 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.087. «Счетчики электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные
С ЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. Раздел «Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информацион-ном фонде 33750-12.
Допускается применять аналогичные средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Межрегионсбыт» в отношении потребителя ЗАО «ВШЗ».
Свидетельство об аттестации № 205 /RA.RU. 311290/2015/2017 от 27.04.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. 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
