№19 от 10.01.2017
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 27158
О внесении изменений в описание типа на систему информационно-измерительную автоматизированную коммерческого учета электрической энергии ОАО "КМА-Энергосбыт"
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)
ПРИКАЗ10 января 2017 г.
№_L£
Москва
О внесении изменений в описание типа на систему информационноизмерительную автоматизированную коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт»
Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее — Административный регламент) и в связи с обращением АО «КМА-Энергосбыт» от 9 ноября 2016 г. № У-06837 приказываю:
-
1. Внести изменения в описание типа на систему информационноизмерительную автоматизированную коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 41253-09, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.
-
2. Управлению метрологии (Р.А.Родин) оформить новое описание типа средства измерений.
ю за собой.
Подлинник электронно; хранится в системе эл
-
3. Контроль за исполнением настоящег
Заместитель Руководителя f
Голубев
Федеральное агентство п
Сертификат: 61DA1E000300E901C1ED Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 17.11.2016 до 17.11.2017
Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии от «10» января 2017 г. №19
Изменения в описание типа на систему информационно-измерительную автоматизированную коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт»ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт»
Назначение средства измеренийСистема информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание средства измерений
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании на 30-минутном интервале мгновенной активной и реактивной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
АИИС КУЭ выполнена в виде иерархической структуры с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней: информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
ИИК ТИ состоят из измерительных трансформаторов тока (ТТ), трансформаторов напряжения (TH) и счетчиков электрической энергии.
ТТ и TH, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения. Счетчики электрической энергии ИИК ТИ выполняют функции измерения средней мощности и приращений электрической энергии за заданные интервалы времени, а также функции привязки результатов измерений к моментам времени, определенным в шкале времени UTC. Состав ИИК ТИ, входящих в состав АИИС КУЭ, приведен в таблице 1.
Для измерения потребленной электрической энергии использованы счетчики электрической энергии МТ (Госреестр СИ № 32930-08) модификации
MT860S-A22R36S33-EI-M3K03.
Принцип действия счетчиков МТ860 основан на преобразовании входных сигналов тока и напряжения с использованием трех трансформаторов тока с линейными характеристиками и трех высокоточных делителей напряжения со схемами защиты от бросков напряжения и высокочастотных помех. Линейный режим работы трансформаторов тока обеспечивается электронной схемой компенсации гистерезиса.
Сигналы от трансформаторов тока и делителей напряжения поступают на многоканальный 16-разрядный аналогово-цифровой преобразователь (АЦП) с фильтрами для защиты от наложения сигналов, обеспечивающий период преобразования 250 мкс. Результаты преобразования передаются по шине SPI в цифровой сигнальный процессор (ЦСП). ЦСП вычисляет соответствующие значения энергии, мощности, параметров качества электрической энергии и передает их по шине SPI в устройство управления тарифами, а также управляет работой светодиодных индикаторов.
Измерения выполняются счётчиками автоматически, просмотр результатов измерений на дисплее возможен как в режиме автоматической прокрутки, так и в ручном режиме. На дисплее также отображаются направление потока энергии, действующий тариф, состояние счетчика и другие параметры.
Результаты измерений приращений электрической энергии сохраняются в долговременной памяти счётчика, содержимое которой может быть передано по имеющимся информационным интерфейсам во внешние устройства.
Счетчик электрической энергии осуществляет привязку результатов измерения к времени в шкале UTC.
ИВК АИИС КУЭ построен на базе программно-технического комплекса «ЭКОМ» (Госреестр СИ № 19542-05), состоящего из устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-ЗООО» (Госреестр СИ № 17049-09) со встроенным приемником меток времени GPS, сервера сбора данных АИИС КУЭ и автоматизированного рабочего места (АРМ).
ИВК обеспечивает сбор результатов измерений со счетчиков, масштабное преобразование результатов измерений, хранение результатов измерений, хранение журналов событий, передачу результатов измерений и журналов событий во внешние системы, синхронизацию системного времени со шкалой UTC и передачу шкалы времени часам счетчиков электрической энергии. При этом часы УСПД и сервера сбора данных синхронизируются со шкалой UTC в постоянном режиме, а часы счетчиков синхронизируются при условии достижения поправкой часов счетчиков порогового значения, проверка этого условия осуществляется не реже, чем один раз в 30 минут.
Счетчики ИИК ТИ ПС «Железногорск» объединены шиной интерфейса RS-485 и соединены с УСПД основным и резервным каналами связи. Основной канал связи построен с использованием сетей Ethernet модификаций 1 OOBase-ТХ и 100Base-FX. В качестве связующих компонентов используются преобразователи интерфейсов Моха NPort 5250 и Моха IMC-101-S-SC-T на стороне счетчиков ПС «Железногорск» и на стороне ПТК «ЭКОМ». Резервный канал связи построен с использованием выделенного сегмента локальной сети ПАО «Михайловский ГОК», построенной по технологии Ethernet модификации 100Base-TX.
Счетчик ИИК ТИ «ПС «Рудная», ОРУ-110 кВ, 1 секция, отпайка от ВЛ-110 Горная-1» соединен с УСПД основным и резервным каналами связи. В качестве основного канала связи используется выделенная телефонная линия. В качестве связующих компонентов основного канала связи используются модемы Zyxel U-336S. Резервный канал связи построен с использованием сети мобильной радиосвязи GSM, в качестве связующих компонентов использованы преобразователь интерфейсов Моха ТСС 100 и GSM модемы Siemens TC-35i.
Счетчики ИИК ТИ «ПС 29 «Литейная», ячейка №38» и «ПС-56 «р. Чернь», ячейка №10» соединены с УСПД основными и резервными каналами связи. Основной канал связи построен с использованием сетей Ethernet модификаций 100Base-TX (выделенный сегмент локальной сети ПАО «Михайловский ГОК») и 100Base-FX. В качестве связующих компонентов используются преобразователи интерфейсов Моха NPort 5250 и Моха IMC-101-S-SC-T. Резервный канал связи построен с использованием сети мобильной радиосвязи GSM, в качестве связующих компонентов использованы GSM модемы Siemens TC-35L
ИВК АИИС КУЭ соединен с внешними системами, в том числе с ИВК ОП КурскАтомЭнергоСбыт АО «Атомэнергосбыт», ООО «РЭК», филиала АО «СО ЕЭС» Курское РДУ, ПАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго», ПАО «ФСК ЕЭС», АО «АТС» основным и резервным каналами связи. В качестве основного канала связи используется глобальная компьютерная сеть «Интернет» с доступом по интерфейсу Ethernet 100Base-TX. В качестве резервного канала связи используется глобальная компьютерная сеть «Интернет» с доступом посредством мобильной радиосвязи GSM с использованием в качестве связующего компонента GSM модема Siemens ES75 (Terminal).
ИИК ТИ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень и состав ИК приведен в таблице 1.
Результаты измерений автоматически передаются по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам, в т.ч. в ИДСУ КУ АО «АТС» и филиал АО «СО ЕЭС», также обеспечена возможность передачи результатов измерений в ручном режиме с использованием функционала АРМ. Результаты измерений защищены электронной цифровой подписью.
Структура АИИС КУЭ допускает изменение количества ИК с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ, отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с ИК АИИС КУЭ по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.
Таблица 1 - Перечень ИК, измерительных компонентов ИИК ТИ АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
ТипТТ (№ Г.р. СИ) |
Ктт |
Кл.т.ТТ |
Тип TH (№ Г.р. СИ) |
Ктн |
Кл.т. TH |
Тип счетчика (№ Г.р. СИ) |
Кл. т. при изм. акт эн. |
Кл. т. (предел основной погрешности) при изм. реакт. эн.** |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
И |
|
1. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «ГОК-5» |
ТФЗМ-110Б-1У1 (2793-88) |
1000/1 |
0,5 |
НКФ-110-57У1 (14205-94) |
110000:73/ 100:71 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
2. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «ГОК-6» |
ТФЗМ-110Б-1У1 (2793-88) |
1000/1 |
0,5 |
НКФ-110-57У1 (14205-94) |
110000:^/3/ 100:7? |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
3. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «ГОК-7» |
ТГФМ-110 (52261-12) |
1000/1 |
0,2S |
НКФ-110-57У (14205-94) |
110000:73/ 100:7? |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
4. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «ГОК-8» |
ТГФМ-110 (52261-12) |
1000/1 |
0,2S |
НКФ-110-57У1 (14205-94) |
110000:7?/ 100:7? |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
5. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ ОВ-3 |
ТРГ-110П (26813-04) |
1000/1 |
0,2S |
НКФ-110-57У1 (14205-94) |
110000:л/з/ 100:73 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
6. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «Горная-1» |
ТФНД-ИОМ (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:73/ 100:л/3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
7. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «Горная-2» |
ТФЗМ-110Б-1У1 (2793-88) |
750/1 |
0,5 |
UTD-123 (52353-12) |
110000:73/ 100:73 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
8. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «Горная-3» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
UTD-123 (52353-12) |
110000:73/ 100:73 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
9. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «Горная-4» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:73/ 100:73 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
10. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ ОВ-1 |
ТРГ-ИОП (26813-04) |
1200/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:73/ 100:73 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
11. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «Тяга-3» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
НКФ11О-83У1 (1188-84) |
110000:^/3/ 100:л/3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
12. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «Тяга-4» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
UTD-123 (52353-12) |
110000:^/3/ 100:a/3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
13. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «ГОК-1» |
ТГФМ-110 (52261-12) |
750/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^/3/ 100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
14. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «ГОК-2» |
ТГФМ-110 (52261-12) |
750/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3/ 100:л/3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
15. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «ГОК-3» |
ТРГ-110П (26813-04) |
750/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3/ 100:V3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
16. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «ГОК-4» |
ТРГ-110П (26813-04) |
750/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:>/3/ 100:-V3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
17. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ ОВ-2 |
ТРГ-110П (26813-04) |
1200/1 |
0,2S |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^/3/ 100:>/3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
18. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «Тяга-1» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^/3/ 100:^3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
19. |
ПС «Железногорск», ВЛ-110 кВ «Тяга-2» |
ТФНД-110М (2793-71) |
750/1 |
0,5 |
НКФ110-83У1 (1188-84) |
110000:^3/ 100:л/3 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
20. |
ПС-29 «Литейная», яч. 38 |
ТВЛМ-10 (1856-63) |
150/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 (20186-00) |
6000/100 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
21. |
ПС-56 «р. Чернь», яч. 10 |
ТПЛ-ЮУЗ (1276-59) |
200/5 |
0,5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 (20186-00) |
6000/100 |
0,5 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
22. |
ПС «Рудная», ОРУ-110 кВ, 1 секция, отпайка от ВЛ- 110 кВ «Горная-1» |
ТОГ-ИО (49001-12) |
600/5 |
0,2S |
ЗНОГ-1Ю-У1- 3 (23894-12) |
110000:^3/ 100:V3 |
0,2 |
МТ (32930-08) |
0,2S |
1 (0,5%) |
|
Примечания
| ||||||||||
В АИИС КУЭ использовано программное обеспечение (ПО) комплекса технических средств «Энергосфера».
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
pso_metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7 814В |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3 Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
22 |
|
Доверительные границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС при вероятности Р=0,95 при измерении активной (6wA) и реактивной (8wP) электрической энергии в рабочих условиях применения |
Приведены в таблице 4 |
|
Предельное значение поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с |
±5 |
|
Переход с летнего на зимнее время |
автоматический |
|
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора результатов измерений приращений электрической энергии со счетчиков, минут |
30 |
|
Период сбора текущих показаний счетчиков, ч |
24 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним организациям |
автоматическое |
|
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных |
автоматическое |
|
Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет |
3,5 |
|
Ведение журналов событий ИВ К и ИИК ТИ |
автоматическое |
|
Рабочие условия применения трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, входящих в состав измерительных каналов АИИС: | |
|
температура окружающего воздуха (кроме счетчиков), °C |
от -45 до +40 |
|
температура окружающего воздуха (для счетчиков), °C |
от 0 до +40 |
|
частота сети, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
индукция внешнего магнитного поля, мТл |
не более 0,5 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Допускаемые значения информативных параметров входного сигнала: | |
|
ток (для ИК с ТТ класса 0,5), % от 1вом |
от 5 до 120 |
|
ток (для ИК с ТТ класса 0,2S), % от 1ком |
от 2 до 120 |
|
напряжение, % от UHOm |
от 90 до 110 |
|
коэффициент мощности, cos ср (при измерении активной электрической энергии и мощности) |
0,5 инд.-1,0-0,5 емк. |
|
коэффициент реактивной мощности, sin <р (при измерении реактивной электрической энергии и мощности) |
0,5 инд.-1,0-0,5 емк. |
|
Рабочие условия применения остальных технических средств АИИС КУЭ: | |
|
температура окружающего воздуха, °C |
от 0 до +40 |
|
частота сети, Гц |
от 49 до 51 |
|
напряжение сети питания, В |
от 198 до 242 |
|
Показатели надежности: | |
|
Средняя наработка на отказ, часов |
не менее 1586 ч |
|
Коэффициент готовности |
не менее 0,9 |
Таблица 4 - Доверительные границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии
|
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК№5,10,15-17 |
ИК№1-4, 6-9,11-14, 18,19-22 | ||
|
8wa, ±% |
б\уР, |
8wa, ±% |
8wp, ±% | ||
|
2 |
0,5 инд., 0,5 емк. |
2,1 |
1,3 |
- |
- |
|
5 |
0,5 инд., 0,5 емк. |
1,7 |
1,0 |
5,4 |
2,5 |
|
20 |
0,5 инд., 0,5 емк. |
1,5 |
1,0 |
3 |
1,5 |
|
100+120 |
0,5 инд., 0,5 емк. |
1,5 |
1,0 |
2,2 |
1,2 |
|
2 |
0,8 инд., 0,8 емк. |
1,4 |
1,8 |
- |
- |
|
5 |
0,8 инд., 0,8 емк. |
1,1 |
1,4 |
2,9 |
4,3 |
|
20 |
0,8 инд., 0,8 емк. |
0,9 |
1,3 |
1,6 |
2,4 |
|
100+120 |
0,8 инд., 0,8 емк. |
0,9 |
1,3 |
1,3 |
1,8 |
|
2 |
0,865 инд., 0,865 емк. |
1,3 |
2,1 |
- |
- |
|
5 |
0,865 инд., 0,865 емк. |
1,1 |
1,7 |
2,5 |
5,4 |
|
20 |
0,865 инд., 0,865 емк. |
0,9 |
1,5 |
1,4 |
3,0 |
|
100+120 |
0,865 инд., 0,865 емк. |
0,9 |
1,5 |
1,1 |
2,2 |
|
2 |
1,0 |
1,1 |
- |
- |
- |
|
5 |
1,0 |
0,8 |
- |
1,8 |
- |
|
20 |
1,0 |
0,7 |
- |
1,1 |
- |
|
100+120 |
1,0 |
0,7 |
- |
0,9 |
- |
5wA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения;
3wP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения.
Звак утверждения типананосится на титульный лист формуляра РЭС.4252Ю.058ФО и паспорта РЭС.425210.058ПС
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип, модификация |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТГФМ-110 |
12 |
|
Трансформаторы тока элегазовые |
ТРГ-110П |
15 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
21 |
|
Трансформаторы тока |
ТОГ-110 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВ Л М-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-ЮУЗ |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57У1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ110-83У1 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-ПО |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
UTD-123 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
|
Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии |
МТ: MT860S-A22R36S33-EI- МЗКОЗ |
22 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-ЗООО |
1 |
|
Модем |
Zyxel U-336S |
2 |
|
GSM модем |
Siemens |
5 |
|
Преобразователь интерфейсов |
Моха NPort 5250 |
8 |
|
Преобразователь интерфейсов |
Моха IMC-101-S-SC-T |
6 |
|
Преобразователь интерфейсов |
МохаТССЮО |
1 |
|
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Формуляр |
РЭС.425210.058 ФО |
1 |
|
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Паспорт |
РЭС.425210.058ПС |
1 |
|
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Методика поверки |
РЭС.425210.058 Д1 |
1 |
осуществляется по документу РЭС.425210.058 Д1 «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Методика поверки», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в июне 2009 г.
Основные средства поверки:
-
- миллитесламетр портативный ТП2-2У-01 (Г.р. № 16373-08);
-
- мультиметр АРРА-109 (Г.р. № 20085-11);
-
- вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г.р. № 22029-10);
-
- измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г.р. № 23070-05);
-
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
-
- для ТТ- по ГОСТ 8.217-2003;
-
- для TH-по ГОСТ 8.216-2011;
-
- для счетчиков электрической энергии МТ - в соответствии с методикой поверки МП 32930-08 «Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии МТ. Методика поверки», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в июне 2008 г.;
-
- для устройства сбора и передача данных «ЭКОМ-ЗООО» и программнотехнического комплекса «ЭКОМ» - в соответствии с методикой поверки МП 26-262-99 «Программно-технический измерительный комплекс «ЭКОМ». Методика поверки измерительных каналов», утвержденной ФГУП «УНИИМ» в декабре 1999 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измеренийМетодика измерений изложена в документе «Методика выполнения измерений количества электрической энергии с использованием системы информационноизмерительной автоматизированной коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт» Свидетельство об аттестации методики измерений № 64-09 от «27» августа 2009 г., зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.34.2009.06449
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе информационно-измерительной автоматизированной коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт»
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S h0,5S
ГОСТ Р 52425-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
РЭС.425210.058. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «КМА-Энергосбыт». Технорабочий проект
ИзготовительЗакрытое акционерное общество «ЭнергоМир» (ЗАО «ЭнергоМир»)
ИНН 4401065813
Адрес: 156009, г. Кострома, ул. Энергетиков, д. 1
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4., тел. (383)210-08-14, факс (383)210-13-60. E-mail: director@sniim.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа№ RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.