• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1"

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1" — техническое средство с номером в госреестре 79269-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 112. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: ООО "Энергосервис", г.С.-Петербург.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1" .

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1" .

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
79269-20
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1"
Обозначение типа
ПроизводительООО "Энергосервис", г.С.-Петербург
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 112
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для автоматических измерений активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора,обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений. АИИС КУЭ решает следующие задачи: автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электрической энергии (мощности); автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»); периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений иданных о состоянии средств измерений («Журналы событий»); хранение результатов измерений; передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка электрической энергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё; обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.); диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – информационно-измерительный комплекс (далее – ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3. 2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) – технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее – ПТК ) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее – ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее – сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее – АРМ). ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее – ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развёрнуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов. На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую память счетчика. На втором уровне происходит: настройка параметров ИВК; сбор данных из памяти счетчиков в БД; хранение данных в БД; формирование справочных и отчетных документов; передача информации смежным субъектам электроэнергетики – участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (далее – ПАК КО); настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; поддержание точного времени в системе. ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электрической энергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК, как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без неё. СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда) на всех компонентах и уровнях системы. Для поддержания единого времени в АИИС КУЭ используется шкала времениустройства синхронизации частоты и времени Метроном-1000 (регистрационный№ 56465-14). ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует часы с устройством синхронизации частоты и времени Метроном-1000 при расхождении более чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счётчиков при сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервераБД. Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименованиеПО «АльфаЦЕНТР»amrserver.exeamrc.execdbora2.dllencryptdll.dllac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер)ПО «АльфаЦЕНТР»4.20.0.0 и выше4.20.8.1 и выше4.16.0.0 и выше2.0.0.0 и выше12.1.0.0
Цифровой идентификатор ac_metrology.dll3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Идентификационное наименованиеПО «Энергосфера»pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер)ПО «Энергосфера»1.1.1.1
Цифровой идентификатор pso_metr.dllcbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатораMD5
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и метрологические характеристики
Номер и диспетчерское наименование ИКТТТНСчетчикСервер/УССВВидэлектрической энергииМетрологическиехарактеристики ИК
123456789
12.01Генератор 1IGDW, 2000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 38611-08EGS, 15000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 44088-10A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера»; Устройство синхронизации частоты и времениМетроном-1000,рег. № 56465-14Активная Реактивная±0,9 ±1,4±1,1 ±2,0
12.02Генератор 2IGDW, 2000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 38611-08EGS, 15000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 44088-10A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
Продолжение таблицы 2
123456789
12.03Генератор 3IGDW, 2000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 38611-08EGS, 15000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 44088-10A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»или ПО «Энергосфера»; Устройство синхронизации частоты и времени Метроном-1000, рег. № 56465-14Активная Реактивная±0,9 ±1,4±1,1 ±2,0
12.04Генератор 4ТШЛ, 2000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 47957-11EGS, 15000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 44088-10A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
12.05ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Нижне-Свирская ГЭС №1 с отпайками (Л-203)OSKF, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 29687-05НАМИ-220 УХЛ1, 220000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 20344-05A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 2
123456789
12.06ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Нижне-Свирская ГЭС №2 с отпайкой на ПС Подпорожская (Л-204)OSKF, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 29687-05НАМИ-220 УХЛ1, 220000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 20344-05A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-11IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»или ПО «Энергосфера»; Устройство синхронизации частоты и времени Метроном-1000, рег. № 56465-14Активная Реактивная±0,9 ±1,4±1,1 ±2,0
12.07ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Древлянка(Л-251) В-1OSKF, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 29687-05НАМИ-220 УХЛ1, 220000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 20344-05A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
12.08ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Древлянка(Л-251) В-2OSKF, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 29687-05НАМИ-220 УХЛ1, 220000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 20344-05A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
Продолжение таблицы 2
123456789
12.09ВЛ 110 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Ольховец (ВЛ 110 кВ Ольховецкая-1)OSKF, 300/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 29687-05НАМИ-110 УХЛ1, 110000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 24218-08A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-11IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»или ПО «Энергосфера»; Устройство синхронизации частоты и времени Метроном-1000, рег. № 56465-14Активная Реактивная±0,9 ±1,4±1,1 ±2,0
12.10Отпайка ВЛ 110 кВ Подпорожская-1OSKF, 300/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 29687-05НАМИ-110 УХЛ1, 110000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 24218-08A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-11
12.11Отпайка ВЛ 110 кВ Подпорожская-2OSKF, 300/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 29687-05НАМИ-110 УХЛ1, 110000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 24218-08A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 2
123456789
12.12Отпайка ВЛ 110 кВ Подпорожская-3OSKF, 300/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 29687-05НАМИ-110 УХЛ1, 110000/√3/100/√3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 24218-08A1802RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,2S; по реактивной – 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-11IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»или ПО «Энергосфера»; Устройство синхронизации частоты и времени Метроном-1000, рег. № 56465-14Активная Реактивная±0,9 ±1,4±1,1 ±2,0
12.13КЛ 15 кВ РТ-3IGDW, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 38611-08EGS, 15000/√3/100/√3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 44088-10A1805RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной – 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
12.14КЛ 15 кВ РТ-4IGDW, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 38611-08EGS, 15000/√3/100/√3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 44088-10A1805RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной – 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 2
123456789
12.15КЛ 3 кВ Т-5ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-11UGE 3-35, 3000/√3/100/√3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06A1805RALQ-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной – 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера»; Устройство синхронизации частотыи времени Метроном-1000, рег. № 56465-14Активная Реактивная±1,9 ±2,9±2,3 ±4,2
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 электрической энергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от Iном cos( = 0,8инд. 4 Допускается замена ТТ, ТН, 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных каналов15
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uномот 98 до 102
- ток, % от Iномот 2 до 120
- частота, Гцот 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cosϕ0,8
температура окружающей среды, °Сот +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Uномот 95 до 105
- ток, % от Iномот 2 до 120
- коэффициент мощностиот 0,5инд. до 0,8емк.
- частота, Гцот 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °Сот -30 до +30
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °Сот +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее120000 80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более24
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,сутки, не менее45
- при отключении питания, лет, не менее10
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее3,5
Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени, с±5
Надежность применяемых в системе компонентов: в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ; ИВК – коэффициент готовности не менее Kг = 0,99 – среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч. Оценка надежности АИИС КУЭ в целом: КГ АИИС = 0,99 – коэффициент готовности; Т0 ИК(АИИС) = 1141 ч – среднее время наработки на отказ. Надежность системных решений: применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC – стандартов; стойкость к электромагнитным воздействиям; ремонтопригодность; программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001; функция контроля процесса работы и средства диагностики системы; резервирование электропитания оборудования системы; резервирование каналов связи. Регистрация событий: журнал событий счетчика: факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных иконфигурации; факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство; формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатамавтоматической самодиагностики; перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления. журнал событий ИВК: изменение значений результатов измерений; изменение коэффициентов ТТ и ТН; факт и величина синхронизации (коррекции) времени; пропадание питания; замена счетчика; полученные с уровня ИИК «Журналы событий» ИИК. Защищённость применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательных коробок. Защита информации на программном уровне: результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи); пароля на доступ к счетчику; ролей пользователей в ИВК. Возможность коррекции времени в: счетчиках (функция автоматизирована); ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).
КомплектностьТаблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество
123
Трансформатор токаIGDW15 шт.
Трансформатор токаТШЛ3 шт.
Трансформатор токаOSKF24 шт.
Трансформатор токаТЛП-103 шт.
Продолжение таблицы 4
123
Трансформатор напряженияEGS18 шт.
Трансформатор напряженияНАМИ-220 УХЛ16 шт.
Трансформатор напряженияНАМИ-110 УХЛ16 шт.
Трансформатор напряженияUGE 3-356 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональныеA1802RALQ-P4GB-DW-412 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональныеA1805RALQ-P4GB-DW-43 шт.
Устройство синхронизации частоты и времениМетроном-10002 шт.
Программное обеспечениеПО «АльфаЦЕНТР»или ПО «Энергосфера»1 экз.
ПаспортЭС-52-08/2017-Г12.ПС1 экз.
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений
Поверкаосуществляется по документу МИ 3000-2018 Рекомендация. ГСИ. Системыавтоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки. Основные средства поверки: трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки; трансформаторов напряжения (ТН) в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки; по МИ 3196-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации; по МИ 3195-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации; по МИ 3598-2018 ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации; счетчиков типа Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки,утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки, утвержденному в 2012 г.; устройств синхронизации частоты и времени Метроном-1000 – в соответствии сдокументом М003-13-СИ МП Устройства синхронизации частоты и времени Метроном версий 300, 600, 900, 1000, 3000. Методика поверки, утвержденным ФБУП «ЦНИИС» в 2013 г.; блок коррекции времени типа ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральноминформационном фонде 37328-15); прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09); барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76); миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер вФедеральном информационном фонде 28134-12); прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13). Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ, с требуемой точностью. Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство оповерке АИИС КУЭ.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общиетехнические условия ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.Основные положения
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСЕРВИС»(ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС») ИНН 7802222000 Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, 7-я Красноармейская ул., д. 18, литер А, пом. 7-Н Телефон: 8 (812) 368-02-70, 8 (812) 368-02-71 Факс: 8 (812) 368-02-72 Е-mail: office@energoservice.net
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области» (ФБУ «Тест-С.-Петербург») Адрес: 190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1 Телефон: 8 (812) 244-62-28, 8 (812) 244-12-75 Факс: 8 (812) 244-10-04 E-mail: letter@rustest.spb.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Тест-С.-Петербург» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311484 от 03.02.2016 г.