Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТПП "РИТЭК – Самара – Нафта"
| Номер в ГРСИ РФ: | 71664-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТПП «РИТЭК - Самара - Нафта» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71664-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТПП "РИТЭК – Самара – Нафта" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 71664-18: Описание типа СИ | Скачать | 162.6 КБ | |
| 71664-18: Методика поверки МП 26.51.43-41-7714348389-2018 | Скачать | 629.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТПП «РИТЭК - Самара - Нафта» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс ИКМ-Пирамида (далее- ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), устройство синхронизации системного времени УСВ-3, (далее-УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение ПО «Пирамида 2000.Сервер», 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 счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. 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 по проводным линиям на сервер, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к серверу устройствам.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (далее-АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет 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), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-3, 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 УСВ-3, корректировка часов сервера АИИС КУЭ выполняется при расхождении времени часов сервера и УСВ-3 на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера на ±2 с выполняется их корректировка.
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 ТПП «РИТЭК - Самара - Нафта» используется ПО «Пирамида 2000.Сервер» (Версия не ниже 30.01./2014/С-1024). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки программного обеспечения
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УССВ / Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВЛ 10 кВ Ф-1 ПС 110/10 кВ Морец ПКУ-10 опора 100/1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 200/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / ИКМ - Пирамида .Рег. № 45270-10 |
|
2 |
ВЛ 10 кВ Ф-5 ПС 110/10 кВ Морец ПКУ-10 опора 500/45 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 200/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
3 |
ВЛ 10 кВ Ф-4 ПС 110/10 кВ Морец ПКУ-10 опора 400/2 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 300/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
4 |
ВЛ 10 кВ Ф-3 ПС 35/10 кВ Александровка ПКУ-10 кВ опора 330/2 отпайка в сторону КТП 330/160 |
Тол-10-1-2 75/5 КТ 0,5S Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП.06-10У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
5 |
ВЛ 10 кВ Ф-3 ПС 35/10 кВ Александровка ПКУ-10 кВ опора 332/2 отпайка в сторону КТП 332/160 |
ТЛО-10-М1АС-2 50/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-10У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
6 |
ВЛ 10 кВ Ф-7 ПС 110/10 кВ Августовка ПКУ-10 опора 700/4 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 200/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ВЛ 10 кВ Ф-2 ПС 35/10 кВ Пензино ПКУ-10 кВ опора 217/1 отпайка в сторону КТП 217/160 |
ТОЛ-СЭЩ-10 50/5 КТ 0,5S Рег. № 32139-11 |
ЗНОЛ.06-10У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / ИКМ - Пирамида .Рег. № 45270-10 |
|
8 |
ВЛ 10 кВ Ф. Нбк-6 ПС 110/10 кВ Нижняя Быковка ПКУ-10 опора 600/1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 150/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
9 |
ВЛ 10 кВ Ф. Нбк-7 ПС 110/10 кВ Нижняя Быковка ПКУ-10 опора 700/1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 150/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
10 |
ВЛ 10 кВ фидер 18 ПС 220/110/10 Комсомолец, ПКУ-10 кВ, оп. 18/1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 200/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
11 |
ВЛ 10 кВ фидер 28, ПС 220/110/10 Комсомолец, ПКУ-10 кВ, оп. 28/1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 200/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
12 |
ВЛ 10 кВ Ф. Над-4 ПС 110/10 кВ Надеждино ПКУ-10 опора 400/1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 300/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
13 |
ВЛ 10 кВ Ф. Рвс-2 ПС 110/10 кВ Русская Васильевка ПКУ-10 опора 200/2 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 100/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
14 |
ВЛ 10 кВ Ф. Кшк-2 ПС 110/10 кВ Кошки ПКУ-10 опора 200/5 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 200/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / ИКМ - Пирамида .Рег. № 45270-10 |
|
15 |
ВЛ 10 кВ Ф. Сад-2 ПС 110/10 кВ Садовая ПКУ-10 опора 400/1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 300/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
16 |
ВЛ 10 кВ Ф. Ерм-9 ПС 110/10 кВ Ермаково ПКУ-10 опора 900/1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 150/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
17 |
ВЛ 10 кВ Оз-8 ПС 35/10 кВ Озерки ПКУ-10 кВ опора №818/7 отпайка в сторону ВЛ-10 кВ РВС - 2 |
ТЛО-10 150/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-10У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
|
18 |
ВЛ 10 кВ Ф. Кр-18 ПС 110/10 кВ Красносельская ПКУ-10 опора 1800/3 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 100/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
19 |
ВЛ 10 кВ Ф. Елх-10 ПС 110/35/10 кВ Елховка опора 1000/1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 100/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
20 |
ВЛ 10 кВ Елх. - 8 опора №808/1 отпайка в сторону КТП ЕЛХ 808/160 |
ТОЛ-СЭЩ-10-2 50/5 КТ 0,5S Рег. № 32139-11 |
ЗНОЛПМ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 35505-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
21 |
ВЛ 10 кВ Елх - 6 ПС 110/35/10 кВ Елховка ПКУ-10 кВ опора №628/1 отпайка в сторону КТП 628/630 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10-11 100/5 КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / ИКМ - Пирамида Рег. № 45270-10. |
|
22 |
ВЛ 10кВ фидер №56 НПС Самара-2 опора 9/56 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 300/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
23 |
ВЛ 10кВ фидер №6 НПС Самара-2 опора 9/6 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 300/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
24 |
ВЛ 10 кВ Ф. 6 ПС 35/10 кВ Ровное ПКУ-10 кВ опора 613/4 отпайка в сторону КТП 616/100 |
ТЛО-10-М1АС У2 50/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-10У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
25 |
ВЛ 10 кВ Ф-6 ПС 35/10 кВ Майская опора 600/1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 100/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
26 |
ВЛ 10 кВ Ф-10 ПС 35/10 кВ Майская опора 1000/3 |
ТОЛ-НТЗ-10-01 100/5 КТ 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков 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.
2 Допускается замена УССВ, ИВК на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±5),% |
|
1-6, 8-16, 18, 19, 22-26 |
Активная Реактивная |
1,2 1,9 |
1,6 2,7 |
|
7, 17, 20 |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
2,2 3,5 |
|
21 |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
3,2 5,0 |
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
26 |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц |
от 98 до102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности cos9 (sm9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С: СЭТ-4ТМ.02 М СЭТ-4ТМ.03 М - температура окружающей среды для сервера, °С: - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, не более, % - частота, Гц |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +70 от -40 до +70 от -40 до +70 от +10 до + 30 от 80 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: СЭТ-4ТМ.02 М, СЭТ-4ТМ.03 М УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 45000 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
100000 1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.02 М, СЭТ-4ТМ.03 М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, суток Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
114 3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
3 |
|
ТЛО-10-М1АС У2 |
3 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10-М1АС-2 |
3 |
|
Тол-10-1-2 |
3 | |
|
ТОЛ-НТЗ-10-01 |
57 | |
|
ТОЛ-НТЗ-10-11 |
2 | |
|
ТОЛ-СЭЩ-10 |
3 | |
|
ТОЛ-СЭЩ-10-2 |
3 | |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-10У3 |
12 |
|
ЗНОЛП.06-10У3 |
3 | |
|
ЗНОЛПМ-10 |
3 | |
|
ЗНОЛП-НТЗ-10 |
60 | |
|
Счетчик электрической энергии многофу нкциональный |
СЭТ-4ТМ.02М.02 |
2 |
|
СЭТ-4ТМ.03М |
20 | |
|
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
4 | |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Основной сервер |
HP ProLiant ML110 G6 |
1 |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
1 |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 26.51.43-41 7714348389-2018 |
1 |
|
Формуляр |
ФО 26.51.43-41 7714348389-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-41-7714348389-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ТПП «РИТЭК -Самара - Нафта». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.04.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или 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. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.О2М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1. «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- УСВ-3 - в соответствии с документом РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- Барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ 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 (АИИС КУЭ) ТПП «РИТЭК - Самара - Нафта» МВИ 26.51.43-41-7714348389-2018, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ» 12.04.2018 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
