Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Ставролен"
| Номер в ГРСИ РФ: | 78116-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Ставролен» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 78116-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Ставролен" |
| 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 | 7 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 78116-20: Описание типа СИ | Скачать | 107.8 КБ | |
| 78116-20: Методика поверки МП 26.51.43/02/20 | Скачать | 9.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Ставролен» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) Fujitsu Siemens RX300 (основной) и Fujitsu Siemens RX300 (резервный), устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (УССВ), локальновычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «С300» Landis + Gyr, 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. 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 учета 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 ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача измерительной информации.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (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-2, 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 ИВК синхронизированы со временем УСВ-2, корректировка часов ИВК выполняется при расхождении времени часов ИВК и УСВ-2 на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов ИВК происходит 1 раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера на ±3 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 используется ПО «С300» Landis + Gyr (версия не ниже 1.2). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
Tracer.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
E0A18381CAC87713F96B7CFE21631A91 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
RTUProcessor400.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
FAB 18281440ADE6784DCC846EEDCD8AA |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
RTUProcessor.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
72B6C87A763898DD8EA5FF176E65260E |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
MonitorCenter.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
30BFCF28269AA5D0D6056FED2B586E68 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
DataReplicator. exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
08B88D0CE04BB362DFB2C7BAE0472423 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
DataAnalyser.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
F1368A8EB2AECB87C93B4B1EEB631E40 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
Container.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
E61CD747C8FA9C5EA77018645EECEBD0 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
Aliens.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
2D83F45AE9A18D7EA2E5B3A986EB4959 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
Auth.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0012596B71E943992B092A08EF34417F |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
DataCleaner.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9EBDCAC7F46C71E8D8C2B6C590749753 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
DataProfiler.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
C6C14229716EFD63FD0FC0616409D160 |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
DataProvider.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0158B7B1791DD738D540C5D27A6B790A |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
EMFFLAG.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
879F12F774A4E1AC2C8565EECBD83288 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
Exchanger.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
595C8DAED010D91EDFDEC3E649D6C590 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
IEC1107.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
77AA15336EA7C2FC3F1CE71E26AC7881 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
IECParser.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
88AA8CFBE9D6A85E89CEB9731898145B |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
LUCA.DLL |
|
Цифровой идентификатор ПО |
E7B292A914497B1124673DE91AC5430E |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
Mailer.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6B1B5FC3992C27CCE006D42A098ADDE |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
RepGen.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
20F75F2146553A2EAE1DE4709F6CF565 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
script.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
343741F1F9153DCF35F37DE317C72318 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
SCTM.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9AAE28CDC61CD090D7CCCC846335E5BF |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
SerialChannel.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
C167771F5A08C45376590AC3F8ACB109 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
SLb.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
02A1216ED408C826C7B1338C2977B264 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
TapiChannel.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0E5675675325966C9FC06753A2539B2C |
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 |
ПС 330 кВ Прикумск, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Прикумск -ГПП (ВЛ-110 кВ Л-212) |
TGN145N 750/1, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
УСВ-2, рег.№ 41681-10 / Fujitsu Siemens RX300S7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2 |
ПС 330 кВ Прикумск, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Прикумск -ГПП (ВЛ-110 кВ Л-213) |
TGN145N 750/1, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 |
НКФ-110-83 У1 НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 Рег. № 14205-94 |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Fujitsu Siemens RX300S7 |
|
3 |
ПС 330 кВ Прикумск, ОРУ 110 кВ, ОМВ 110 кВ |
ТФНД-110М-П 1500/1, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-83 У1 НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 Рег. № 14205-94 |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
4 |
РП-10 ФГУП СКВК "Буденновский горводоканал" РУ-10кВ I СШ яч.1а |
ТПЛ-10 У3 50/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
ЗНОЛ.06-10 У3 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
5 |
РП-10 ФГУП СКВК "Буденновский горводоканал" РУ-10кВ II СШ яч.16 |
ТПЛ-10 У3 50/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
ЗНОЛ.06-10 У3 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
6 |
ПС 110кВ "Почтовый ящик-17/9" (ЯП-17/9), РУ-10кВ, яч.№6, КЛ-10кВ фид.262 |
ТЛМ-10-2 У3 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-00 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
7 |
ПС ГПП 1 СШ |
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
8 |
ПС ГПП 2 СШ |
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
9 |
ПС ГПП 3 СШ |
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 |
ПС ГПП 4 СШ |
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
УСВ-2. рег. № 41681-10 / Fujitsu Siemens RX300S7 |
|
11 |
КТП-4/6 10кВ, РУ-0,4кВ, яч.7 КЛ-0,4кВ ООО "БГПБС" |
Т-0,66У3 50/5, КТ 0,5S Рег. № 29482-07 |
- |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
12 |
ТП №63 10кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ ГК "Строитель" |
Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5S Рег. № 29482-07 |
- |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
13 |
КТП-4/6 10кВ, РУ-0,4кВ, яч.5 КЛ-0,4кВ ГК "Кристалл" |
Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5S Рег. № 29482-07 |
- |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
14 |
КТП №60 10кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ В/ч 52380 |
Т-0,66У3 400/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-02 |
- |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
15 |
ТП-101 10кВ РУ-0,4кВ яч.7 КЛ-0,4кВ Ф-7 ООО "Агат" |
Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-02 |
- |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
16 |
ШР-2 0,4кВ Корпус МЦК РММ, 2гр., КЛ-0,4кВ ООО "Дизайн-Сервис" |
Т-0,66У3 50/5, КТ 0,5S Рег. № 29482-07 |
- |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
17 |
ШР-2 0,4кВ Корпус МЦК РММ,1гр., КЛ-0,4кВ ООО "Буденновский КАМА-Центр" |
Т-0,66У3 50/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-02 |
- |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | |
|
18 |
ТП-34 10кВ РУ-0,4кВ ШР-1 0,4кВ КЛ-0,4кВ ООО "Фирма Энерготекс" |
Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-02 |
- |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
19 |
ТП-34 10кВ, РУ-0,4кВ, яч.№3 , ШУ-1 КЛ-0,4кВ ООО "Автолэнд" |
Т-0,66У3 50/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-02 |
- |
ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Fujitsu Siemens RX300S7 |
|
20 |
ПС 110кВ "ГПП-2", ЗРУ-10 кВ, I с.ш., яч. 113 |
ТОЛ-10-I 600/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП-10У2 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
21 |
ПС 110кВ "ГПП-2", ЗРУ-10 кВ, IV с.ш., яч. 402 |
ТОЛ-10-I 600/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП-10У2 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
22 |
ПС 110/10кВ "ГПП-2", ЗРУ-10 кВ, I секция, ячейка 112 |
ТОЛ-10-I 200/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП-10У2 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
BINOM339iU3.57I3.5 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | |
|
23 |
ПС 110/10кВ "ГПП-2", ЗРУ-10 кВ, IV секция, ячейка 403 |
ТОЛ-10-I 200/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП-10У2 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
BINOM339iU3.57I3.5 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 |
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 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 ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1, 2 |
Активная |
1,0 |
1,8 |
|
Реактивная |
1,6 |
3,2 | |
|
3-10 |
Активная |
1,3 |
3,2 |
|
Реактивная |
2,0 |
5,2 | |
|
11-19 |
Активная |
1,1 |
2,1 |
|
Реактивная |
1,8 |
3,6 | |
|
20-23 |
Активная |
1,2 |
1,7 |
|
Реактивная |
1,8 |
2,7 |
Продолжение таблицы 3__________________________________________________________
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
23 |
|
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sm9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С СЭТ-4ТМ.03М BINOM334iU3 ZMD-405 СТ 44.0257.00 - 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 +60 от -40 до +60 от -25 до +45 от -40 до +85 от +10 до + 30 от 80,0 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.03М BINOM334iU3 ZMD-405 СТ 44.0257.00 УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 150000 235000 35000 100000 1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут BINOM334iU3 - первого (коммерческого) профиля при 30-ти минутном интервале усреднения, сут Счетчики ZMD-405 СТ 44.0257.00: - при отключенном питании (расчетные данные), лет - при отключенном питании (данные профиля нагрузки), лет Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
114 340 10 1 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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- 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 |
TGN145N |
6 |
|
Т-0,66У3 |
27 |
|
1 |
2 |
3 |
|
ТЛМ-10-2 У3 |
2 | |
|
ТОЛ-10-I |
12 | |
|
ТПЛ-10 У3 |
4 | |
|
ТПШЛ-10 |
8 | |
|
ТФНД-110М-П |
3 | |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-10 У3 |
6 |
|
ЗНОЛП-10У2 |
6 | |
|
НКФ-110-57 У1 |
3 | |
|
НКФ-110-83 У1 НКФ-110-57 У1 |
6 | |
|
НТМИ-10-66 У3 |
5 | |
|
Счетчик электрической энергии |
BINOM339iU3.57I3.5 |
2 |
|
ZMD405CT44.0257.00 |
19 | |
|
СЭТ-4ТМ.03М |
2 | |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Основной сервер |
Fujitsu Siemens RX300 |
1 |
|
Резервный сервер |
Fujitsu Siemens RX300S7 |
1 |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 26.51.43/02/20 |
1 |
|
Формуляр |
ФО 26.51.43/02/20 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43/02/20 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Ставролен». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 31.01.2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде (рег. № 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 (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Ставролен». МВИ 26.51.43/02/20, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 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
