Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "УралАТИ". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "УралАТИ"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3822 от 22.07.11 п.31
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43291
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УралАТИ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации в АО «АТС», и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), который включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), который включает в себя сервер сбора данных (далее - ССД), сервер энергосбытовой компании ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд» (далее - СЭК), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2), автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ), 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 нижних уровней, ее обработку и хранение.

В качестве ССД используется компьютер на базе серверной платформы HP ProLiant DL320G6 с программным обеспечением Iskramatic SEP2W.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин) 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;

- ССД формирует XML макет и отправляется электронным письмом в адрес СЭК, на котором на XML макет ставится ЭЦП.

- СЭК  осуществляет отправку XML макета,  подписанного ЭЦП в  адрес

ПАК АО «АТС».

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от не

санкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных

средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

- передача журналов событий счетчиков.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике 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 без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

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.

Для получения информации со счетчиков ССД формирует запрос. Счетчик в ответ, по информационным линиям связи интерфейса RS-485, пересылает данные на ССД. ССД при помощи программного обеспечения (ПО SEP2W) осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Ethernet (основной) GSM (резервный) на СЭК.

Передача информации от СЭК в ПАК АО «АТС» с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ, а также в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

СЭК также осуществляет приём xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 из ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-10), на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), и эталонным источником системного времени тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер). В комплект УСВ-2 входят антенный блок для наружной установки и блок питания с интерфейсами. Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. При отсутствии УСВ-2, синхронизация сервера БД АИИС КУЭ осуществляется от тайм-сервера, обеспечивающего передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую корректировку времени.

Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника УСВ-2 или тайм-сервера более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника УСВ-2 или тайм-сервера не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО ССД. Программные средства ССД содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО Iskramatic SEP2W, ПО СОЕВ.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Идентиф икацион-ное наименование программного обеспечения

Идентификационные наименования модулей ПО

Номер версии (иден-тифткаци-онный номер) программного обеспече

ния

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО

АИИС КУЭ (ССД)

Windows Silver 2008 R2

-

Х15-52729

-

-

Iskramatic SEP 2W

-

1.64

-

-

ПО

АИИС КУЭ (СЭК)

ПК «Энергосфера»

pso_metr.dll

1.1.1.1

CBEB6F6CA693 18BED976E08A2 BB7814B

MD5

ПО «SEP2W»

Программа - планировщик опроса и сбора результатов измерений (стандартный каталог для всех модулей C:\Program Files\SEP2W\)

Sep2Collect.exe

1.64a

344BB34F027BF 972946016E6B1 EC3623

MD5

Программа для управления БД SEP2

Sep2DbManage r.exe

1.64

A622BE2696CD 9BC690DF2453A A85271E

Г енератор отчетов, отображение информации в графическом или табличном видах

Sep2Report.exe

1.65

341611CD1BED A6A40191CCB6 89564A97

ПО Iskramatic SEP2W не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

СС Д

Наименование измеряемой величины

ТТ

ТН

Счётчик

1

2

3

4

5

6

7

1

ТП-12 6кВ, РУ-6кВ, 2сш 6кВ, яч.6

ТПЛ-10-1 У2

Кл.т. 0,5;

Ктт=200/5 Рег. № 22192-07

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5;

Ктт=6000/100

Рег. №

2611-70

MT851-T1A32R42-

V12L10.1-

M3K013Z2

Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

HP ProLiant DL320G6

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

2

ТП-9 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ Т-1

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5

Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

3

ТП-2 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5

Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A31R41-

V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

4

ТП-3 6кВ, РУ-6кВ Ввод-1

ТПОЛ-10-3 У3

Кл.т. 0,5;

Ктт=100/5 Рег. № 1261-08

ЗНОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5;

Ктт=6000/100 Рег. № 3344-08

MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

5

ТП-5 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ Т-1

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=800/5

Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A31R41-

V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

18

ТП-5А

6/0,4кВ, 1ЩСУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ

Т-1

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=2000/5

Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A31R41-

V12L81-M3K013Z2

Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

6

ТП-11 6 кВ, РУ-6кВ, яч.1

ТПОЛ-10-3 У3

Кл.т. 0,5;

Ктт=400/5 Рег. № 1261-08

НТМИ-6

Кл.т. 0,5;

Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70

MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

1

2

3

4

5

6

7

7

ТП-1 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5

Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

HP ProLiant DL320G6

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

8

ТП-10

6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ

Т-2

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

9

ТП-10 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ

Т-1

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5

Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

10

ТП-11 6 кВ, РУ-6кВ, яч.10

ТПОЛ-10-3 У3

Кл.т. 0,5;

Ктт=400/5

Рег. № 1261-08

НТМИ-6

Кл.т. 0,5;

Ктт=6000/100

Рег. № 831-53

MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

11

ТП-1 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5

Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

12

ТП-5 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ Т-2

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=800/5

Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

19

ТП-5А

6/0,4кВ, 1ЩСУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ

Т-2

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=2000/5

Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

13

ТП-12 6кВ, РУ-6кВ 1сш 6кВ, яч.5

ТПЛ-10-1 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=200/5 Рег. № 22192-07

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5;

Ктт=6000/100

Рег. №

2611-70

MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

14

ТП-9 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5

Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

1

2

3

4

5

6

7

15

ТП-2 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ

Т-2

ТНШЛ-0,66 У2 Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5 Рег. № 1673-07

Прямое включение

MT851-T1A32R42-

V12L10.1-

M3K013Z2

Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

HP ProLiant DL320G6

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

16

ТП-15 6кВ, РУ-6кВ, 1сш 6кВ, яч.7

ТПОЛ-10-3 У3

Кл.т. 0,5;

Ктт=600/5

Рег. № 1261-08

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70

MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

17

ТП-15 6 кВ, РУ-6кВ, 2сш 6кВ, яч.14

ТПОЛ-10-3 У3

Кл.т. 0,5;

Ктт=600/

Рег. № 1261-08

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5; Ктт=6000/100 Рег. № 2611-70

MT851-T1A32R42-V12L10.1-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

20

Щит АВР 0,4кВ ф. ОАО «МТС»

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5;

Ктт=15/5

Рег. № 15174-06

Прямое включение

MT851-T1A31R41-V12L81-M3K013Z2 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 23306-02

Энергия активная, реактивная

Кадендарное время

Таблица 3

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер канала

cos ф

65 %, I5 %— 1изм< I20 %

620 %, I20 %— 1изм< 1100 %

6100 %, 1100 %< I-изм— I120 %

1

2

3

4

5

ИК № 2-3, 5, 7-9, 11-12, 14-15, 18-20 Сч. 0,5S; ТТ 0,5

1

±2,3

±1,8

±1,7

0,9

±2,8

±2,0

±1,9

0,8

±3,3

±2,3

±2,0

0,7

±3,9

±2,6

±2,2

0,6

±4,7

±2,9

±2,5

0,5

±5,7

±3,4

±2,8

ИК № 1, 4, 6, 10, 13, 16-17

Сч. 0,5S; ТТ 0,5;

ТН 0,5

1

±2,4

±1,9

±1,8

0,9

±2,8

±2,1

±2,0

0,8

±3,4

±2,4

±2,2

0,7

±4,0

±2,7

±2,4

0,6

±4,8

±3,1

±2,7

0,5

±5,9

±3,6

±3,0

1

2

3

4

5

Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер канала

cos ф/sin ф

35 %, I5 %— 1изм< I20 %

320 %, I20 %— 1изм< I100 %

3100 %, 1100 %— 1изм— 1120 %

ИК № 2-3, 5, 7-9, 11-12, 14-15, 18-20

Сч. 1,0; ТТ 0,5

0,8/0,6

±5,6

±3,6

±2,8

0,7/0,7

±4,8

±3,0

±2,6

0,6/0,8

±4,3

±2,8

±2,5

0,5/0,9

±3,8

±2,6

±2,5

ИК № 1, 4, 6, 10, 13, 16-17

Сч. 1,0; ТТ 0,5;

ТН 0,5

0,8/0,6

±5,6

±3,4

±2,9

0,7/0,7

±4,9

±3,1

±2,7

0,6/0,8

±4,3

±2,9

±2,6

0,5/0,9

±3,9

±2,7

±2,5

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 3 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1, УСВ-2 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

20

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos9

- температура окружающей среды, °C

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25

1

2

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ

по ГОСТ 7746

- температура окружающей среды для ТН

по ГОСТ 1983

- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электроэнергии типа МТ851, °C:

от -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

- МТ851

1847754

- УСВ-2

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

ССД:

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

94,2

- при отключении питания, лет, не менее

2

ИВК:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ-2, ССД, СЭК, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- ССД, СЭК (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УралАТИ» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТПОЛ-10-3 У3

10

Трансформатор тока

ТПЛ-10-1 У2

4

Трансформатор тока

ТОП-0,66

3

Трансформатор тока

ТНШЛ-0,66 У2

36

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6

3

Счётчик электрической энергии

МТ851

20

Преобразователь интерфейса

МОХА Nport 5130 RS485/Ethernet

10

Сервер сбора данных

HP ProLiant DL320G6

1

Источник бесперебойного питания

APC 1500VA

1

Источник бесперебойного питания

APC 650 VA

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Программное обеспечение

Iskramatic SEP 2W

1

Паспорт - формуляр

ИЮНД .411711.038.ФО-ПС

1

Методика поверки

МП 1035/446-2011 (с изменением № 1)

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1035/446-2011 (с изменением № 1) «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УралАТИ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» 27.09.2017 г.

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»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков типа МТ851 - по документу ГОСТ 8.584-2004;

- УСВ-2 - в соответствии с документом «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «АИИС КУЭ ОАО «УралАТИ». Технорабочий проект ИЮНД.411711.038.РП.

Нормативные документы

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

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

Развернуть полное описание