Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии потребления ООО "Юргинский машзавод"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68650-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергетическая компания "СТИ", г.С.-Петербург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии потребления ООО «Юргинский машзавод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной, реактивной электрической энергии и времени.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 68650-17 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии потребления ООО "Юргинский машзавод" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | eb7a9acf-52c0-615d-00d2-1396710b9821 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО "Энергетическая компания "СТИ", РОССИЯ, г.С.-Петербург
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
68650-17: Описание типа
2017-68650-17.pdf
|
Скачать | 105.6 КБ | |
|
68650-17: Методика поверки
2017-mp68650-17.pdf
|
Скачать | 599.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии потребления ООО «Юргинский машзавод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной, реактивной электрической энергии и времени.
Описание
Принцип действия АИИС КУЭ при измерении электрической энергии основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании на получасовом интервале мгновенной активной и реактивной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных на глубину не менее 3,5 лет;
- хранение результатов измерений электрической энергии в памяти счетчиков на глубину не менее 45 дней;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и ведение журнала событий;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- 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 имеет двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии в цифровые коды, которые перемножаются для вычисления мгновенных значений электрической мощности. Активная электрическая энергия вычисляются путем математической обработки значений мгновенной мощности и мгновенных значений тока и напряжения. Результаты измерений периодически сохраняются в памяти счетчиков с указанием метки времени в шкале UTC, формируя графики нагрузки.
ИВК выполнен на базе комплекса программно-технического «E-ресурс» ES.02
(рег. № 53447-13) и включает в себя:
- сервер баз данных;
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
Технические средства ИВК АИИС КУЭ расположены в ООО «ЭК «СТИ».
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- формирование на сервере баз данных результатов измерений в XML-формате, предусмотренном регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности, защищенном электронной цифровой подписью и передачу по электронной почте в ПАК АО «АТС», Кемеровское РДУ, центры сбора и обработки информации смежных сетевых и сбытовых организаций по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020;
- дистанционный доступ коммерческого оператора к компонентам АИИС КУЭ;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
В ИВК предусмотрена аппаратная и программная защита от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 и коммуникаторов связи GSM/GPRS для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ.
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
ИИК ТИ, ИВК, связующие компоненты образуют измерительные каналы (далее - ИК).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. Сервер баз данных получает шкалу времени UTC от тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», входящих в комплекс технических средств передачи эталонных сигналов частоты и времени ГСВЧ РФ. При каждом опросе счетчиков сервер баз данных определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки.
Перечень ИК и измерительных компонентов в их составе приведен в таблице 1.
В АИИС КУЭ предусмотрено пломбирование крышек зажимов счетчиков, коробок испытательных и сборок зажимов вторичных цепей ТТ и ТН.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов и измерительных компонентов в составе АИИСКУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
Счетчики | ||||||||
|
Тип |
рег. № |
К. тр. |
Кл. т. |
Тип |
рег. № |
Коэф. тр. |
Кл. т. |
Тип |
рег. № |
Кл. т. | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
1 |
ПС №1 5-10- КП14 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
2 |
ПС №1 6-7- КП10 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S/1 |
|
3 |
ПС №1 12-24- КП4 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
1000/5 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
4 |
ПС №1 30-11- КП10 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S/1 |
|
5 |
ПС №1 32-6- КП13 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
1000/5 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S/1 |
|
6 |
ПС №1 34-10- КП14 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S/1 |
|
7 |
ПС №1 ТП15/1 |
ТПЛ-10У3 |
1276-59 |
150/5 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
8 |
ПС №1 38-13- КП18 |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
200/5 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
9 |
ПС №1 14- КП18 |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
200/5 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
10 |
ПС №1 40-4Т |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
75/5 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S/1 |
|
11 |
ТЭЦ 2-26-КП2 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
1000/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2018605 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
12 |
ТЭЦ 10-7-КП1 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2018605 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S/1 |
|
13 |
ТЭЦ 12-7-КП7 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2018605 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
Продолжение таблицы
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
14 |
ТЭЦ 20-7-КП7 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
15 |
ТЭЦ 22-1-10/2 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
1000/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
16 |
ТЭЦ 24-6-КП9 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
17 |
ТЭЦ 26-7-КП11 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
1000/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S/1 |
|
18 |
ТЭЦ 27-27-КП11 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
1000/5 |
0,5 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S/1 |
|
19 |
ТЭЦ 40-28-КП11 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
1000/5 |
0,5 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
20 |
ТЭЦ 30-7-КП9 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S/1 |
|
21 |
ТЭЦ 42-9-КП4 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
22 |
ТЭЦ 31-3-КП8 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
1000/5 |
0,5 |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S/1 |
|
23 |
ТЭЦ 33-6-КП8 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
1000/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
24 |
ТЭЦ 34-7-КП17 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
25 |
ТЭЦ 32-10-КП18 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
26 |
ТЭЦ 6-10-КП5 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
1000/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
27 |
Ф-6-8-КП11 |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
1000/5 |
0,5S |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
28 |
Ф-6-13-КП15 |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
600/5 |
0,5S |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
20186-05 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
|
29 |
Ф-6-26-КП15 |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
600/5 |
0,5S |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
6000/100 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
0,5S/1 |
Все ИК в составе АИИС КУЭ объединены комплексом программно-техническим «Е-ресурс» ES.02
Программное обеспечение
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ПО «E-ресурс» ES.02 |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0 и выше |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре АИИС КУЭ |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
echeck |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Не присвоен |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
52e65bf4a60108fdd59bac8941e1c0fd |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
|
I, % от Ihom |
Коэффициент мощности |
ИК № 1, 3, 7, 8, 9, 11, 13, 14, 15, 16, 19, 21, 23, 24, 25 |
ИК № 2, 4, 5, 6, 10, 12, 17, 18, 20, 22, 26 |
ИК № 27, 28, 29 | ||||||
|
±3woa, % |
±3wa, % |
±3wp, % |
e A OWo , % |
±3wa, % |
±3wp, % |
e A OWo , % |
±3wa, % |
±3wp, % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
2 |
0,50 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
4,8 |
5,0 |
2,9 |
|
2 |
0,80 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
2,6 |
2,9 |
4,3 |
|
2 |
0,87 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
2,3 |
2,6 |
5,2 |
|
2 |
1,00 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1,7 |
1,8 |
- |
|
5 |
0,50 |
5,4 |
5,6 |
3,0 |
5,5 |
5,7 |
4,0 |
3,0 |
3,2 |
2,1 |
|
5 |
0,80 |
2,9 |
3,1 |
4,6 |
3,0 |
3,3 |
5,3 |
1,7 |
2,1 |
2,9 |
|
5 |
0,87 |
2,5 |
2,8 |
5,7 |
2,7 |
3,0 |
6,2 |
1,5 |
1,9 |
3,4 |
|
5 |
1,00 |
1,8 |
2,0 |
- |
1,8 |
2,0 |
- |
1,2 |
1,4 |
- |
|
20 |
0,50 |
3,0 |
3,2 |
2,1 |
3,0 |
3,3 |
3,2 |
2,3 |
2,6 |
2,0 |
|
20 |
0,80 |
1,7 |
2,1 |
2,9 |
1,7 |
2,2 |
3,7 |
1,4 |
1,8 |
2,4 |
|
20 |
0,87 |
1,5 |
1,9 |
3,3 |
1,5 |
2,0 |
4,1 |
1,2 |
1,7 |
2,7 |
|
20 |
1,00 |
1,2 |
1,4 |
- |
1,2 |
1,4 |
- |
1,0 |
1,2 |
- |
|
100, 120 |
0,50 |
2,3 |
2,6 |
2,0 |
2,3 |
2,6 |
3,1 |
2,3 |
2,6 |
2,0 |
|
100, 120 |
0,80 |
1,4 |
1,8 |
2,4 |
1,4 |
1,9 |
3,4 |
1,4 |
1,8 |
2,4 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
100, 120 |
0,87 |
1,2 |
1,7 |
2,7 |
1,2 |
1,8 |
3,6 |
1,2 |
1,7 |
2,7 |
|
100, 120 |
1,00 |
1,0 |
1,2 |
- |
1,0 |
1,3 |
- |
1,0 |
1,2 |
- |
|
Нормальные условия измерений - по ГОСТ 31818.11-2012, ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012. Пределы допускаемых значений отклонений меток времени, формируемых СОЕВ, относительно шкалы времени UTC ±5 с SWoA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности 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 | ||||||||||
Таблица 4 - Технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование |
Значение |
|
Количество измерительных каналов (ИК) |
29 |
|
Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
автоматическое |
|
Формирование базы данных с результатами измерений |
автоматическое |
|
Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет |
3,5 |
|
Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток |
45 |
|
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ |
автоматическое |
|
Температура окружающего воздуха для: | |
|
измерительных трансформаторов, °С |
от -45 до +40 |
|
счетчиков, связующих компонентов, ° С |
от 0 до +40 |
|
оборудования ИВК, °С |
от +10 до +35 |
|
Частота сети, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
Напряжение сети питания, % от ином |
от 90 до 110 |
|
Индукция внешнего магнитного поля, не более, мТл |
0,05 |
|
Допускаемые значения информативных параметров: | |
|
ток, % от 1ном для ИК № с 1 по 26 |
от 5 до 120 |
|
ток, % от 1ном для ИК № 27, 28, 29 |
от 2 до 120 |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110; |
|
коэффициент мощности, cos ф |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии потребления ООО «Юргинский машзавод». Формуляр».
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип, обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10У3 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
53 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
4 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03М |
10 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03 |
19 |
|
Комплекс программно-технический |
«Е-ресурс» ES.02 |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии потребления ООО «Юргинский машзавод». Формуляр |
АИИС.22-250.ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии потребления ООО «Юргинский машзавод». Методика поверки |
МП-105-КА.Ки.310556-2017 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу Mn-105-RA.RU.310556-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии потребления ООО «Юргинский машзавод». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 23.06.2017 г.
Основные средства поверки:
- NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени и вторичных эталонов ВЭТ 1-5 и ВЭТ 1-7;
- для ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- для ТН по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- для комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02 - в соответствии с документом «Комплексы программно-технические «Е-ресурс» ES.02. Методика поверки», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в январе 2013 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии потребления ООО «Юргинский машзавод». Свидетельство об аттестации методики измерений № 337-RA.RU.311735-2017 от «17» июля 2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
