Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго" с Изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, № 6, № 7 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго", свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 33079, регистрационный № 38899-08 от 17.10.2008 г., и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов (№ 16.68 -16.77), входящих в состав следующих объектов ОАО «Мосэнерго»: ТЭЦ-26.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго" с Изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, № 6, № 7 (далее - АИИС КУЭ), г. Москва, предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи
- измерение 30-минутных приращений активной (реактивной) электроэнергии;
- измерение 30-минутных средних значений активной (реактивной) мощности;
- 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 функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- измерение календарного времени и интервалов времени;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1 -й уровень информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
2 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983 -2001, трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003), (при измерении активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) (при измерении реактивной
лист № 2 всего листов 12 электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Состав 1-го уровня приведен в таблице 2.
ИВК представляет собой Информационно-вычислительный комплекс, входящий в состав АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» (Госреестр № 38899-08) (далее - ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго») и состоит из серверов опроса, серверов хранения данных (серверов базы данных), серверов приложений, автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ), программного обеспечения (далее - ПО) «Converge» (Госреестр № 35053-07), источников частоты и времени/серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Госреестр № 39485-08), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
Принцип действия АИИС КУЭ
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Умножение показаний счетчиков на коэффициенты трансформации происходит на сервере уровня ИВК.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин, 1 месяц.
Автоматический сбор данных со счетчиков, проверку достоверности и целостности данных, обработку данных, а также передачу, предоставление данных в установленном формате и выдачу отчетных форм обеспечивает ПО "Converge", изготовленное Meter2Cash.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), установленного на уровне ИВК. СОЕВ формируется на всех уровнях иерархии системы. Синхронизация шкалы времени АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя источниками частоты и времени/серверами синхронизации шкалы времени ССВ-1Г. Для повышения надежности АИИС КУЭ устанавливается два сервера синхронизации шкалы времени. Основной сервер приложений "Converge" автоматически передает счетчикам сформированные метки времени с периодичностью раз в сутки. Резервный сервер используется при выходе из строя основного сервера. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). При получении пакета с запросом времени от устройства (сервер опроса, сервер приложений, сервер базы данных и т.д.), входящего в состав ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» (пользователя), ССВ-1Г возвращает пользователю пакет, добавляя в него точное текущее время и служебную информацию. Программное обеспечение пользователя обрабатывает данные пакета и корректирует локальное время устройства пользователя.
Синхронизация времени устройств ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» осуществляется с периодичностью раз в сутки (периодичность устанавливается программно). В случае отсутствия видимых спутников систем ГЛОНАСС, для синхронизации используется вход IPPS или внутренний опорный генератор. При возникновении аварийных ситуаций, связанных с выходом из строя канала связи, сохранность информации обеспечивается собственной "памятью" счетчика. Гарантия временной привязки информации, хранящейся в счетчике, обеспечивается точностью хода встроенных часов. При устранении аварии синхронизация времени в счетчике происходит автоматически при первом же опросе. Минимальная скорость передачи информации по выделенным каналам корпоративной сети составляет 9800 бит/с.
Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ± 2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.
Для защиты измерительной системы от несанкционированного доступа (корректировок) в АИИС КУЭ предусмотрен многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (пломбирование, физическая защита оборудования АИИС КУЭ (установка в специализированные запирающиеся шкафы)), электронные ключи, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и базы данных).
Программное обеспечение
ПО «Converge» АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» имеет модульную структуру и состоит из функциональных приложений.
ПО «Converge» АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» объединяет ПО, предназначенное для сбора, хранения и обработки данных счетчиков АИИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго»:
- ПО «Converge»;
- ПО «Г енератор XML-отчетов»;
- ПО «ЭнергоМонитор»;
- ПО «Schema Editor»;
- ПО «Import Schema»;
- ПО «ReportAdmin»,
- ПО «Ручной импорт в Converge»;
- ПО MAPI 10.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов и определяются классом применяемых электросчетчиков и трансформаторов. Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО «Converge», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Название файлов | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисле ния цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| "Converge" | "Landis+Gyr Converge 3.5.1" | Converge.msi | 3.5.001.268 Rev.64500 | B1E67B8256DE3F55 46A96054A2062A1E | md5 |
| "ЭнергоМонит ор" | "Energy Monitor" | WebMonitor Setup.msi | 1.8.3.2 | 1E6CE427DAC589A FE884AB490632BC4B |
| " Генератор XML-отчетов " | " XML Report Generator" | XRGService Setup.msi | - | 9486BC5FC4BC0D3 26752E133D125F13D |
| | XRGClient Setup.msi | - | 37F58D0D9FB444D 085405EB4A16E7A84 | |
| «Редактор однолинейных электросхем» | «Schema Editor» | SchemaEditor Setup.msi | - | D8BA41F4463F115 7D898834F4644A099 | |
| «Импорт однолинейных электросхем» | «Import Schema» | ImportSchema Setup.msi | 1.7.3 | D7923FB3CC2DEAD9 10DED247DA6BEA0A | |
| «Администрато р отчетов» alphamess.dll | «Report Admin» | ReportAdmin Setup.msi | 1.5 | 621E4F49FB74E52F9 FFADA2A07323FBD | |
| «Ручной импорт в Converge» | «Manual Converge Import» | ManualConverg e Import.msi | - | ACA7D544FAD3B16 6916B16BB99359891 | md5 |
| «MAP110» | «MAP110» | MAP110_ Setup1 .exe | V 3.4.20 | 1302C49703625106E BA661DD3438233B | md5 |
В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень "С" защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) приведен в таблице 2. Значение характеристик погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены в таблицах 3. Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК
| № ИК | Наименование присоединения | Состав ИИК ТИ | Вид электроэнергии | Основная погрешность, % |
| ТТ | ТН | Счётчик |
| 16.68 | Фидер 10 кВ, яч.105 секц.1 | ТЛО-10 К тт 1000/5, КТ 0,2S, Зав. № № 1081, 1021 | ЗНОЛ.06 (ЗНОЛ.06-10 уз), К тн 10,5/0,1 V3 / V3 КТ 0,5, Зав. № № 671, 668, 666 | ZMD (ZMD405CT4 4.0457 S3), Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 50527665 | Активн. Реактивн. | ± 1,1 ± 1,6 |
| № ИК | Наименование присоединения | Состав ИИК ТИ | Вид электроэнергии | Основная погрешность, % |
| ТТ | ТН | Счётчик |
| 16.69 | Фидер 10 кВ, яч. 407 секц. 4 | ТЛО-10 К тт 1000/5, КТ 0,2S, Зав. № № 1027, 1015 | ЗНОЛ.06, (ЗНОЛ.06-10 уз), К тн л/з / V3 КТ 0,5, Зав. № № 677, 670, 676 | ZMD (ZMD405CT4 4.0457 S3), Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 50527633 | Активн. Реактивн | ± 1,1 ± 1,6 |
| 16.70 | Фидер 10 кВ, яч.109 секц.1 | ТЛО-10 К тт 1000/5, КТ 0,2S, Зав. № № 1059, 1082 | ЗНОЛ.06, (ЗНОЛ.06-10 У3), К тн л/з / V3 КТ 0,5, Зав. № № 671, 668, 666 | ZMD (ZMD405CT4 4.0457 S3), Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 50527667 | Активн. Реактивн. | ± 1,1 ± 1,6 |
| 16.71 | Фидер 10 кВ, яч. 409 секц. 4 | ТЛО-10 К тт 1000/5, КТ 0,2S, Зав. № № 1044, 1000 | ЗНОЛ.06, (ЗНОЛ.06-10 У3), К тн В5Д1 л/3 / V3 КТ 0,5, Зав. № № 677, 670, 676 | ZMD (ZMD405CT4 4.0457 S3), Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 50527628 | Активн. Реактивн | ± 1,1 ± 1,6 |
| 16.72 | Фидер 10 кВ, яч.107 секц. 1 | ТЛО-10 К тт 1000/5, КТ 0,2S, Зав. № № 1022, 1039 | ЗНОЛ.06, (ЗНОЛ.06-10 У3), К тн В5Д1 л/3 / V3 КТ 0,5, Зав. № № 671, 668, 666 | ZMD(ZMD40 5СТ44.0457 S3), Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 50527676 | Активн. Реактивн. | ± 1,1 ± 1,6 |
| 16.73 | Фидер 10 кВ, яч. 408 секц. 4 | ТЛО-10 К тт 1000/5, КТ 0,2S, Зав. № № 997, 990 | ЗНОЛ.06, (ЗНОЛ.06-10 У3), К тн л/з / V3 КТ 0,5, Зав. № № 677 670,676 | ZMD(ZMD40 5СТ44.0457 S3), Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 50527634 | Активн. Реактивн | ± 1,1 ± 1,6 |
| 16.74 | Фидер 10 кВ, яч.207 секц.2 | ТЛО-10 К тт 1000/5, КТ 0,2S, Зав. № № 1083, 1070 | ЗНОЛ.06, (ЗНОЛ.06-10 У3), К тн л/з / V3 КТ 0,5, Зав. № № 699, 673, 674 | ZMD (ZMD405CT4 4.0457 S3), Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 50527650 | Активн. Реактивн. | ± 1,1 ± 1,6 |
| № ИК | Наименование присоединения | Состав ИИК ТИ | Вид электроэнергии | Основная погрешность, % |
| ТТ | ТН | Счётчик |
| 16.75 | Фидер 10 кВ, яч. 308 секц.3 | ТЛО-10 К тт 1000/5, КТ 0,2S, Зав. № № 1057, 998 | ЗНОЛ.06, (ЗНОЛ.06-10 У3), К тн 3/3/33 КТ 0,5, Зав. № № 6542, 678, 672 | ZMD (ZMD405CT4 4.0457 S3), Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 50527679 | Активн. Реактивн | ± 1,1 ± 1,6 |
| 16.76 | Фидер 10 кВ, яч.208 секц.2 | ТЛО-10 К тт 1000/5, КТ 0,2S, Зав. № № 1067, 1037 | ЗНОЛ.06, (ЗНОЛ.06-10 У3), К тн 3/3/33 КТ 0,5, Зав. № № 699, 673, 674 | ZMD (ZMD405CT4 4.0457 S3), Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 50527648 | Активн. Реактивн. | ± 1,1 ± 1,6 |
| 16.77 | Фидер 10 кВ, яч. 307 секц.3 | ТЛО-10 К тт 1000/5, КТ 0,2S, Зав. № № 1029, 1033 | ЗНОЛ.06, (ЗНОЛ.06-10 У3), К тн 33 / 33 КТ 0,5, Зав. № № 6542, 678, 672 | ZMD (ZMD405CT4 4.0457 S3), Кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 50527660 | Активн. Реактивн | ± 1,1 ± 1,6 |
Примечания
1 Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2 Нормальные условия: параметры сети: напряжение (напряжение (0,98 - 1,02) UH0M; ток (1 -1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд; температура окружающей среды (20 ± 5)°С.
3 Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5, ток (0,01 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,2S, cos9 = 0,8 инд.;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70° С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70°С; для сервера от плюс 10 до плюс 40°С;
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке.
Блок-схема АИИС КУЭ приведена на рисунке. 1.
Рисунок 1
лист № 8
всего листов 12
Значение характеристик погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении активной и реактивной электроэнергии приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении активной и реактивной электроэнергии
| № ИК | Состав ИК | Cos ф(А) Sin ф^) | 3 1(2)%I I2%<I<I5% | ±§5 %P, I5 %< I изм< I 20 % | ±§20 %P, I 20 %< I изм< I 100 % | ±§100 %P, I100 %< I изм<! 120 % |
| 16.68 - 16.77 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) | 1 | W Р1(2) %< W Ризм< W P5 % | W P5 %< W Ризм< W P20 % | W P20 %< W Ppизм< W p100 % | Wp100 %< W Pизм< Wp120 % |
| ±2,0 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,8 (емк.) | W P0,8(1,6) %< W ризм< W P4 % | W P4 %< W Ризм< W P16 % | W P16 %< W Pизм< W p80 % | WP80 %< W Pизм< WP96 % |
| ±2,3 | ±2,1 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,5 (инд.) | W P0,5(1) %< W ризм< W P2,5 % | W P2,5 %< W Ризм< W P10 % | W P10 %< W Pизм< W p50 % | Wp50 %< W Pизм< Wp60 % |
| ±2,9 | ±2,5 | ±2,2 | ±2,2 |
| ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | W Q 0,8(1,6) %< W Qизм< W Q4 % | W Q4 %< W Qизм< W Q16 % | W Q16 %< W Qизм< W Q80 % | WQ80 %< W Qизм< WQ96 % |
| ±4,1 | ±3,7 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,5 (0,87) | Wq 0,5(1) %< Wq изм< W Q 2,5 % | Wq2,.5 %< W Qизм<W Q10 % | W Q10 %< W Qизм< W Q50 % | Wq50 %< W Qизм< Wq60 % |
| ±3,9 | ±3,6 | ±3,5 | ±3,5 |
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5
Таблица - Основные технические характеристики
| № ИК | Наименование характеристики | Значение |
| 16.68 - 16.77 | Номинальный ток: | первичный (1н1) вторичный (1н2) | 1000 А 5 А |
| Диапазон тока: | первичного (I1) вторичного (I2) | От 10 до 1200 А От 0,05 до 6 А |
| Номинальное напряжение: | первичное (Uh1) вторичное (UH2) | 10500 В 100 В |
| Диапазон напряжения: | первичное (Uh1) вторичное (UH2) | От 10000 до 11000 В От 95 до 105 В |
| Коэффициент мощности cos ф | От 0,5 до 1,0 |
| Номинальная нагрузка ТТ | 10 В^А |
| Допустимый диапазон нагрузки ТТ | От 2,5 до 10 ВА |
| Номинальная нагрузка ТН | 75 В^А |
| Допустимый диапазон нагрузки ТН | От 18,75 до 75 В^А |
| Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ | От 0,8 до 1,0 |
Надежность применяемых в системе компонентов
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
- Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 15843 ч, среднее время восстановления работоспособности не более = 2 ч;
Надежность системных решений
- резервирование питания с помощью устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;
Регистрация событий
- в журнале счётчика;
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
Журнал ИВК
- параметрирование;
- попытка не санкционируемого доступа;
- коррекция времени;
Защищённость применяемых компонентов
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на сервер;
Возможность коррекции времени в
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов.
Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонентов системы | Количество, (шт) |
| Счетчик электрической энергии ZMD, КТ 0,5S/1,0, ГР № 53319-13 | 10 |
| Трансформатор тока ТЛО-10 1000/5, 0,2 S, ГР № 25433-11 | 20 |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06, К тн 105 /°i, КТ 0,5, V3 / V3 ГР № 3344-08 | 12 |
| Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г | 2 |
| Сервер HP ProLiant BL480c Gl 5160 4G 2P Svr | 16 |
| Сервер баз данных HP rp4440-8 PA8900 1GHz | 2 |
| Сервер баз данных HP ProLiant BL25p 0280 2.4GHz-lMB DC 2GB (2P) | 4 |
| Сервер приложений HP ProLiant BL460c 5160 | 1 |
| Сервер wwwlOO системы Web доступа HP ProLiant BL25p 0280 | 1 |
| Media Converters AT-MC1008/SP (1000T to 1000X SFP pluggable, dependent on SFP | 4 |
| Digi DGDC-VPN-GE10A-W GSM Class 10 EDGE/Class 12 GPRS | 9 |
| Коммутатор HP BLc Cisco lGbE 3020 Switch Opt Kit | 4 |
| Коммутатор Brocade В lade System 4/24 SAN Swt Powr Pk | 4 |
| Коммутатор HP Storage Works 4/32 SAN Switch Power Pack | 2 |
| Коммутатор Cisco BLp Ethernet C-SFP Module | 4 |
| Коммутатор Cisco Catalist 3750 24 10/100/1000 + 4 SFP ENH Multilayer | 2 |
| ПО «Converge» | 1 |
| Программное обеспечение www lOO | 1 |
| Источники бесперебойного питания HP R5500VA Intl UPS | 4 |
| Источники бесперебойного питания INELT Smart Station DOUBLE 700U | 3 |
| Источники бесперебойного питания UPS Inelt Smart Unit 600M | 12 |
| Наименование документации | |
| Методика поверки | 1 экз. |
| Формуляр | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НВЦП.4222000.025.МП "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго" c Изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, № 6, № 7. Методика поверки", утверждённому Государственным центром испытаний средств измерений ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль", 16.09.2013 г.
Средства поверки:
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
Средства поверки - по документации на измерительные компоненты:
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- счётчиков электрической энергии в соответствии с документом Поверка счетчиков проводится в соответствии с документом МР000030110 «Счетчики электрической энергии
многофункциональные типа ZMD и ZFD Методика поверки», утвержденным ФГУП ВНИИМС феврале 2013 г.;
- источников частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/сереверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП.
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в документе НВЦП.4222000.025.МВИ Методика (метод) измерений электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго" c Изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, № 6, № 7 .
НВЦП.4222000.025.МВИ Методика (метод) измерений электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго" c Изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, № 6, № 7 аттестована Государственным центром испытаний средств измерений ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 87/01.00066-2010/2012 от 14 сентября 2013 г.
Нормативные документы
1) ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
2) ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения;
3) ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия;
4) ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерений электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики
активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S";
5) ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
Рекомендации к применению
- при осуществление торговли и товарообменных операций.
