Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СЭГК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 72036-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Свердловская энергогазовая компания" (СЭГК), г.Екатеринбург |
| 72036-18: Описание типа СИ | Скачать | 115.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «СЭГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72036-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СЭГК" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 003 |
Производитель / Заявитель
АО "Свердловская энергогазовая компания", г.Екатеринбург
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 | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 72036-18: Описание типа СИ | Скачать | 115.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «СЭГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности; вычисленные мгновенные значения усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
- активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
- средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
Сервер при помощи ПО «АльфаЦентр» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Обмен информацией между счетчиками и сервером происходит по GPRS. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через опто-порт счетчиков.
Для ИК № 5.1 данные о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии 1 раз в сутки поступают от АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ Новотроицкая регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее - рег. №) 64730-16 в ИВК АИИС КУЭ в заданном формате по электронной почте.
На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передача КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
Единое время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы сервера ИВК АИИС КУЭ и счетчиков. Шкала времени в СОЕВ формируется при помощи сервера времени Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли (ГСВЧ) - NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ». NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ» посредством сети Internet передает информацию о календарной дате и московском времени на основании шкалы UTC (SU). Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ осуществляется 1 раз в сутки при расхождении показаний часов NTP-сервера с показаниями часов ИВК АИИС КУЭ более, чем на 1 секунду. Сравнение показаний часов счетчиков и времени часов ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки; коррекция осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и показаний часов сервера опроса и баз данных на величину более чем ± 1с.
Синхронизация измерительных компонентов ИК № 5.1 происходит по СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ Новотроицкая.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. 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 «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Метрологически значимая часть ПО |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование объекта учета |
Состав ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Сервер |
Г раницы интервала основной относительной погрешности, (±6), % |
Границы интервала относительной погрешности в рабочих условиях, (±6), % | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
|
1.1 |
ПС Белая, 110/35/6кВ, ЗРУ 6кВ яч.11 ТСН-1 |
тип |
ТОЛ-10 |
тип |
НАМИТ-10-2 |
тип |
Меркурий 234 ARTM2 |
Supermicro SYS-6018R-MTR |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
3,0 4,7 |
|
Коэф.тр |
200/5 |
Коэф.тр |
6000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | ||||||
|
Рег. № |
7069-79 |
Рег. № |
18178-99 |
Рег. № |
48266-11 | ||||||
|
1.2 |
ПС Белая, 110/35/6кВ, ЗРУ 6кВ яч.12 ТСН-2 |
тип |
ТОЛ-10 |
тип |
НАМИТ-10-2 |
тип |
Меркурий 234 ARTM2 | ||||
|
Коэф.тр |
400/5 |
Коэф.тр |
6000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | ||||||
|
Рег. № |
7069-79 |
Рег. № |
18178-99 |
Рег. № |
48266-11 | ||||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
|
1.3 |
ПС 110/35/6кВ Белая, ЗРУ 6кВ, яч.25 Насос №1 |
тип |
ТОЛ-10 |
тип |
Из состава канала 1.1 |
тип |
Меркурий 234 ARTM2 |
Supermicro SYS-6018R-MTR |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
3,0 4,7 |
|
Коэф.тр |
200/5 |
Коэф.тр | |||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | |||||||
|
Рег. № |
7069-79 |
Рег. № |
Рег. № |
48266-11 | |||||||
|
1.4 |
ПС 110/35/6кВ Белая, ЗРУ 6кВ, яч.22 Насос №2 |
тип |
ТОЛ-10 |
тип |
Из состава канала 1.2 |
тип |
Меркурий 234 ARTM2 | ||||
|
Коэф.тр |
200/5 |
Коэф.тр | |||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | |||||||
|
Рег. № |
7069-79 |
Рег. № |
Рег. № |
48266-11 | |||||||
|
1.5 |
ПС 110/35/6кВ Белая, ЗРУ 6кВ, яч.27 Насос №3 |
тип |
ТОЛ-10 |
тип |
Из состава канала 1.1 |
тип |
Меркурий 234 ARTM2 | ||||
|
Коэф.тр |
200/5 |
Коэф.тр | |||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | |||||||
|
Рег. № |
7069-79 |
Рег. № |
Рег. № |
48266-11 | |||||||
|
1.6 |
ПС 110/35/6кВ Белая, ЗРУ 6кВ, яч.32 Насос №4 |
тип |
ТОЛ-10 |
тип |
Из состава канала 1.2 |
тип |
Меркурий 234 ARTM2 | ||||
|
Коэф.тр |
200/5 |
Коэф.тр | |||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | |||||||
|
Рег. № |
7069-79 |
Рег. № |
Рег. № |
48266-11 | |||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
|
2.1 |
ПС 110/6кВ Огнеупорная, ЗРУ 6кВ, яч.2 ЗМК-1 |
тип |
ТПОЛ-10 |
тип |
НАМИТ-10-1 |
тип |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 |
Supermicro SYS-6018R-MTR |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
3,3 5,6 |
|
Коэф.тр |
600/5 |
Коэф.тр |
6000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5S/1 | ||||||
|
Рег. № |
1261-08 |
Рег. № |
16687-97 |
Рег. № |
46634-11 | ||||||
|
2.2 |
ПС 110/6кВ Огнеупорная, ЗРУ 6кВ, яч.15 ЗМК-2 |
тип |
ТПОЛ-10 |
тип |
НТМИ-6-66 |
тип |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 | ||||
|
Коэф.тр |
600/5 |
Коэф.тр |
6000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5S/1 | ||||||
|
Рег. № |
1261-08 |
Рег. № |
2611-70 |
Рег. № |
46634-11 | ||||||
|
2.3 |
РП 6кВ ЗМК, РУ 6кВ, яч.25 УЭМЗ-1р |
тип |
ТОЛ-10-I |
тип |
НТМИ-6-66 |
тип |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | ||||
|
Коэф.тр |
300/5 |
Коэф.тр |
6000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5S/1 | ||||||
|
Рег. № |
15128-01 |
Рег. № |
2611-70 |
Рег. № |
46634-11 | ||||||
|
2.4 |
РП 6кВ ЗМК, РУ 6кВ, яч.4 УЭМЗ-2р |
тип |
ТОЛ-10-I |
тип |
НТМИ-6-66 |
тип |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 | ||||
|
Коэф.тр |
300/5 |
Коэф.тр |
6000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5S/1 | ||||||
|
Рег. № |
15128-01 |
Рег. № |
2611-70 |
Рег. № |
46634-11 | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
|
3.1 |
ТРП-6кВ «УЭМЗ» яч.5 |
тип |
ТЛК-10 |
тип |
НАМИТ-10-1 |
тип |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 |
Supermicro SYS-6018R-MTR |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
3,3 5,6 |
|
Коэф.тр |
300/5 |
Коэф.тр |
6000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5S/1 | ||||||
|
Рег. № |
9143-06 |
Рег. № |
16687-97 |
Рег. № |
46634-11 | ||||||
|
3.2 |
ТРП-6кВ «УЭМЗ» яч.9 |
тип |
ТЛК-10 |
тип |
НАМИТ-10-1 |
тип |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 | ||||
|
Коэф.тр |
300/5 |
Коэф.тр |
6000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5S/1 | ||||||
|
Рег. № |
9143-06 |
Рег. № |
16687-97 |
Рег. № |
46634-11 | ||||||
|
4.1 |
ПС 110/10кВ Дормаш , РУ 10кВ, яч.18 |
тип |
ТПОЛ-10 |
тип |
НАМИТ-10-2 |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
3,0 4,7 | |
|
Коэф.тр |
1000/5 |
Коэф.тр |
10000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | ||||||
|
Рег. № |
1261-08 |
Рег. № |
18178-99 |
Рег. № |
36697-12 | ||||||
|
4.2 |
ПС 110/10кВ Дормаш , РУ 10кВ, яч.32 |
тип |
ТПОЛ-10 |
тип |
НАМИТ-10-2 |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
|
Коэф.тр |
1000/5 |
Коэф.тр |
10000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | ||||||
|
Рег. № |
1261-08 |
Рег. № |
18178-99 |
Рег. № |
36697-12 | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
|
5.1 |
ПС 220/110/10кВ Новотроицкая, ЗРУ 10кВ, КЛ 10кВ Птицефабрика Восточная, яч.7 |
тип |
ТОЛ-10 |
тип |
НТМИ-10-66 |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М |
Supermicro SYS-6018R-MTR |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
3,4 5,6 |
|
Коэф.тр |
200/5 |
Коэф.тр |
10000/100 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5S |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5S/1 | ||||||
|
Рег. № |
38395-08 |
Рег. № |
831-69 |
Рег. № |
36697-12 | ||||||
|
6.1 |
ПС 35/6кВ «Росскат», КРУН-6кВ, 1СШ 6кВ, яч.№2 |
тип |
ТОЛ-10-1-2 |
тип |
ЗНОЛ.06-6 |
тип |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 | ||||
|
Коэф.тр |
600/5 |
Коэф.тр |
6000/^3/100/^3 | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5S |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5S/1 | ||||||
|
Рег. № |
47959-11 |
Рег. № |
46738-11 |
Рег. № |
36355-07 | ||||||
|
6.2 |
ПС 35/6кВ «Росскат», КРУН-6кВ, 2СШ |
тип |
ТОЛ-10-1-2 |
тип |
ЗНОЛ.06-6 |
тип |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 12 | ||||
|
Коэф.тр |
600/5 |
Коэф.тр |
6000/^3/100/^3 | ||||||||
|
6кВ, яч.№13 |
Кл.т. |
0,5S |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5S/1 | |||||
|
Рег. № |
47959-11 |
Рег. № |
46738-11 |
Рег. № |
46634-11 | ||||||
|
6.3 |
ПС 35/6кВ «Росскат», КРУН-6кВ, ЩСН-0,4кВ |
тип |
Т-0,66 |
тип |
- |
тип |
ПСЧ-4ТМ.05МК. 16 |
Активная Реактивная |
1,1 1,8 |
3,3 5,5 | |
|
Коэф.тр |
100/5 |
Коэф.тр |
- | ||||||||
|
Кл.т. |
0,5S |
Кл.т. |
- |
Кл.т. |
0,5S/1 | ||||||
|
Рег. № |
22656-07 |
Рег. № |
- |
Рег. № |
46634-11 | ||||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Примечания: 1 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | ||||||||
|
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 3 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пере- | ||||||||
|
численных в Таблице |
2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице |
2 метроло- | ||||||
|
гических характеристик. 4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в |
эксплуата- | |||||||
|
ционные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
|
5 Рег.№ - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. | ||||||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,9 |
|
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +20 до +25 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном для ИК № 6.3 |
от 1 до 120 |
|
- ток, % от 1ном для ИК № 5.1, 6.1, 6.2 |
от 2 до 120 |
|
- ток, % от 1ном для ИК № 1.1 - 4.2 |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cosф |
0,8 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчи- | |
|
ков, °С |
от 0 до +30 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
48 |
|
Электросчетчики Меркурий 234: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
48 |
|
Сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: тридцатиминутные приращения активной и реактивной | |
|
электроэнергии каждого массива профиля составляет, суток, не менее |
35 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование ИВК АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте и сотовой связи.
Регистрация событий:
- 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 информации 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 эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2 |
4 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-10 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R |
6 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
|
Программное обеспечение |
ПО АльфаЦентр |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
АИИС.2.1.0222.003 ФО |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2018 «ГСИ. Системы
автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167РЭ;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.032. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г, утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счетчики Меркурий 234 - по документу «Счетчики электрической энергии статические трехфазные Меркурий 234. Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1»;
- радиочасы МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационных документах.
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
