Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (4 очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (4 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются 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 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках, на сервере данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не чаще 1 раза в час. Корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков и сервера 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 ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Эне

а»

р

е

ф

с

о

г

р

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

Сервер

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

КТП К-2-23 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 54852-13 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3, 1 5,4

ТП-181п

ТШП-0,66

Актив-

10 кВ,

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2-38

ная

1,0

3, 1

2

РУ-0,4 кВ,

1000/5

-

Кл.т. 0,5S/1,0

1 СШ-0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ

Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С

Рег. № 20175-01

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Реак

тивная

2,1

5,0

3

ТП-181п

10 кВ, РУ-0,4 кВ,

ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5

ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18

Актив

ная

1,0

3,2

2СШ-0,4 кВ,

Рег. № 47957-11

Реак-

2,1

5,5

Ввод 2 0,4 кВ

Фазы: А; В; С

тивная

ПС Тульская 35 кВ, РУ-10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч. Т8

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5

НАМИ-10 Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.01

Актив

ная

1,1

3,2

4

75/5

10000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 1856-63

Рег. № 57274-14

Рег. № 36697-12

Реак-

2,2

5,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС Родина 35 кВ, РУ-10 кВ, 1СШ-10 кВ, яч.8 «Р-3»

ТЛМ-10

НТМИ-10-66УЗ

Актив-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1, 1

3,0

5

100/5

10000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 2473-69

Рег. № 831-69

Рег. № 36697-08

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ВЛ-10 кВ ф.

КО-2, оп. 62,

ТЛО-10

ЗНОЛП-ЭК-10

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

Актив-

6

ВЛ-10 кВ в сторону ТП-330п

Кл.т. 0,5 20/5

Рег. № 25433-11

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 47583-11

ная

Реак-

,3 ,5 1, 2,

3,3

5,6

10 кВ,

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПУ 10 кВ

ТП-3601 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ-0,4 кВ, Ввод 1 0,4кВ

ТТН 100

Актив-

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.16

ная

1,0

3,2

7

1500/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

УСВ-3 Рег. №

Fujitsu

PRIMERGY

Реак-

^TTjn т т о ст

2,1

5,5

64242-16

RX2510 M2

1ИВНаЯ

ТП-3601 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2СШ-0,4 кВ, Ввод 2 0,4кВ

ТТН 100

Актив-

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.16

ная

1,0

3,2

8

1500/5

-

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 58465-14

Рег. № 36355-07

Реак-

2,1

5,5

Фазы: А; В; С

тивная

ТТЭ

Актив-

ТП-245п 10 кВ;

Кл.т. 0,5S

ПСЧ-4ТМ.05М.16

ная

1,0

3,3

9

РУ-0,4 кВ;

1000/5

-

Кл.т. 0,5S/1,0

Ввод 0,4 кВ

Рег. № 52784-13 Фазы: А; В; С

Рег. № 36355-07

Реак

тивная

2,1

5,6

Т-0,66

ПСЧ-3АРТ.07.132.4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36698-08

Актив-

ТП-247п 10 кВ;

Кл.т. 0,5

ная

1,0

3,2

10

РУ-0,4 кВ;

1000/5

-

Ввод 0,4 кВ

Рег. № 22656-07

Реак-

2,1

5,5

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ВЛ-10 кВ, яч.9

«Комплекс»,

ТОЛ-10-I

ЗНОЛП-10

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18

Актив-

11

оп. 243, ВЛ-10 кВ в сторону ТП 252п 10 кВ,

Кл.т. 0,5S 20/5

Рег. № 47959-16

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11

ная

Реак-

,3 ,5 1, 2,

,4 ,7 35

ТП 253п 10 кВ,

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПУ 10 кВ

12

КТП-2п 10 кВ; РУ-0,4 кВ; СШ-

ТТН 60 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С

ПСЧ-

3АРТ.07.132.4

Актив

ная

1,0

3,2

0,4 кВ; Ввод 0,4 кВ

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36698-08

Реак

тивная

2,1

5,5

13

КТП-22п 10 кВ; РУ-0,4 кВ; СШ-

ТТН 60 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С

ПСЧ-

3АРТ.07.132.4

Актив

ная

1,0

3,2

0,4 кВ; Ввод 0,4 кВ

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36698-08

УСВ-3 Рег. №

Fujitsu

PRIMERGY

Реак-

2,1

5,5

64242-16

RX2510 M2

ВЛ-10 кВ, ф.Л-

ТОЛ-10-I

ЗНОЛП-10

Актив-

1, оп. №43, ВЛ-

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01

ная

1,3

3,4

14

10 кВ в сторону

50/5

10000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5S/1,0

ТП-1005п 10

Рег. № 47959-11

Рег. № 46738-11

Рег. № 27524-04

Реак-

2,5

6,6

кВ, ПУ 10 кВ

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

ТЛО-10

ЗНОЛП-ЭК-10

Актив-

ТП 20п 10 кВ,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1, 1

3,0

15

РУ-10 кВ, СШ

75/5

10000/V3/100/V3

Кл.т. 0,2S/0,5

10 кВ, Ввод Т1

Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С

Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,3

4,7

ТП 299п 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66

Актив-

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09

ная

1,0

3,2

16

1000/5 Рег. № 47957-11

-

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

Реак-

2,1

5,5

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

17

ТП 6 кВ, 2х1250кВА; РУ-0,4 кВ; Ввод 1 0,4 кВ

ТТН 125 Кл.т. 0,5 2500/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

18

ТП 6 кВ, 2х1250кВА; РУ-0,4 кВ; Ввод 2 0,4 кВ

ТТН 125 Кл.т. 0,5 2500/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

19

КТП 6 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ-0,4

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 600/5

Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

Актив

ная

1,0

3,3

кВ, Ввод 0,4 кВ

Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Реак

тивная

2,1

5,6

ТП-3402

ТШЛ-0,66

Актив-

10 кВ; РУ-0,4

Кл.т. 0,5S

СЭТ-4ТМ.03М.09

ная

1,0

3,3

20

кВ; 1 СШ-0,4

3000/5

-

Кл.т. 0,5S/1,0

кВ; Ввод 1 0,4

Рег. № 3422-04

Рег. № 36697-17

Реак-

2,1

5,6

кВ

Фазы: А; В; С

тивная

ТП-3402

ТШЛ-0,66

Актив-

10 кВ, РУ-0,4

Кл.т. 0,5S

СЭТ-4ТМ.03М.09

ная

1,0

3,3

21

кВ, 2СШ-0,4

3000/5

-

Кл.т. 0,5S/1,0

кВ, Ввод 2 0,4

Рег. № 3422-04

Рег. № 36697-17

Реак-

2,1

5,6

кВ

Фазы: А; В; С

тивная

ТП-53 10 кВ, РУ-0,4 кВ,

1 СШ-0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ

ТШП-0,66

Актив-

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09

ная

1,0

3,2

22

1500/5

-

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 64182-16

Рег. № 36697-17

Реак-

2,1

5,5

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

23

ТП-53 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2СШ-0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ

ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30

мин.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 9, 11, 14, 19-21 для тока 2 % от !ном, для остальных ИК - для тока 5 % от !ном; coscp = 0,8инд.

4    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. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

23

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

для ИК №№ 9, 11, 14, 19-21

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном

для ИК №№ 9, 11, 14, 19-21

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

для ИК №№ 1, 2

от +15 до +30

для остальных ИК

от +5 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типов Меркурий 236 и СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа Меркурий 230:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

150000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.02 и СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05М и СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12) и ПСЧ-4ТМ.05МК:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа ПСЧ-3АРТ.07:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

88000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

1

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типа Меркурий 236:

тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее

170

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.02, ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М,

ПСЧ-4ТМ.05МК и СЭТ-4ТМ.03:

тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типа ПСЧ-3АРТ.07:

тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее

60

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типа Меркурий 230:

тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее

85

при отключении питания, лет, не менее

10

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

1

2

3

Трансформаторы тока с номинальными первичными токами 1000 А, 1200 А, 1500 А

ТШП-0,66

3

Трансформаторы тока шинные

ТШП-0,66

15

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТЛО-10

6

Трансформаторы тока

ТТН 100

6

Трансформаторы тока измерительные 0,66 кВ

ТТЭ

3

Трансформаторы тока

Т-0,66

3

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ-10-I

5

Трансформаторы тока

ТТН 60

6

Трансформаторы тока

ТТН 125

6

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

3

Трансформаторы тока

ТШЛ 0,66

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66УЗ

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

6

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛП-10

6

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 236

2

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МД

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

8

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

1

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

ПСЧ-3АРТ.07

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

1

1

2

3

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

Меркурий 230

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

1

Методика поверки

МП ЭПР-257-2020

1

Паспорт-формуляр

33178186.411711.004.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-257-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (4 очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»

15.06.2020 г.

Основные средства поверки:

-    в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «НЭК» (4 очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (4 очередь)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание