Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоСервис" (ОАО "Ковровский электромеханический завод")
Номер в ГРСИ РФ: | 58774-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО ИТЦ "Смарт Инжиниринг", г.Москва |
58774-14: Описание типа СИ | Скачать | 126.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханический завод») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 58774-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоСервис" (ОАО "Ковровский электромеханический завод") |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1635 п. 36 от 20.10.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО ИТЦ "Смарт Инжиниринг", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 58774-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
58774-14: Описание типа СИ | Скачать | 126.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханический завод») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии; по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру и специализированное программное обеспечение (далее - ПО).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - сервер), устройство синхронизации системного времени УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК 1-12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН), сбор, хранение результатов измерений и их передача на
Лист № 2
Всего листов 9 верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для ИК 13 цифровой сигнал с выхода счётчика по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модема, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM непосредственно на верхний уровень системы, где производится перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН.
На третьем - верхнем уровне системы производится дальнейшая обработка измерительной информации, сбор и хранение результатов измерений, оформление отчётных документов. Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC (SU) ± 100 мкс. Часы сервера синхронизированы с УСВ-3, коррекция часов сервера осуществляется при расхождении ± 2 с. Сравнение показаний часов УСПД и сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и сервера осуществляется при обнаружении расхождения на величину более чем ± 1 с. Абсолютная погрешность измерения текущего времени, измеряемого УСПД (системное время) в сутки не более ± 1 с.
Сличение показаний часов счетчиков и УСПД (для ИК № 13 - сервера) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с часами УСПД (для ИК № 13 - сервера) на величину более чем ± 1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханический завод») используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных |
Amrserver.exe |
14.02.01.02 |
79143bc0e285e95dc 0f9b0a041d4ac8a |
MD5 |
Окончание таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
14.02.01.02 |
bf83e550c4c6e8a026 6b01f812b0a038 |
MD5 |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Ameta.exe |
0f986e4acd0696470 ee4fe27178dbe9a | |||
Драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
b9b16613629584422 62f0cabd45f9c08 | |||
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
Encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c | |||
Библиотека сообщений планировщика опросов |
Alphamess.dll |
b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий»
в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
_____ Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики_____
Номер точки измерений |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид элек-троэнер гии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. - 6 кВ, яч.647 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 36956 Зав. № 36985 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 4403 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810130691 |
СИКОН С70 Зав. № 07347 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 |
2 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. - 6 кВ, яч.648 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 36973 Зав. № 42375 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810130847 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 | ||
3 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. - 6 кВ, яч.649 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 42452 Зав. № 42238 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0110080311 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,6 | ||
4 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. - 6 кВ, яч.661 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 22035 Зав. № 4636 |
НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 60 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810130936 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,7 | |
5 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. - 6 кВ, яч.662 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № б/н Зав. № 598 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810135429 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,7 | ||
6 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. - 6 кВ, яч.667 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № б/н Зав. № б/н |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810135528 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,7 | ||
7 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, III с.ш. - 6 кВ, яч.657 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № б/н Зав. № б/н |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2393 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108070504 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,6 | |
8 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, III с.ш. - 6 кВ, яч.658 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № б/н Зав. № б/н |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0120070294 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,6 | ||
9 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, IV с.ш. - 6 кВ, яч.668 |
ТОЛ-10-1-8У2 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 15200 Зав. № 15349 Зав. № 15353 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3657 Зав. № 3696 Зав. № 3705 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805101680 |
активная реактивная |
± 0,9 ± 1,6 |
± 1,6 ± 2,8 |
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, IV с.ш. - 6 кВ, яч.676 |
ТОЛ-10-1-8У2 Кл.т. 0,2S 400/5 Зав. № 15207 Зав. № 13098 Зав. № 15214 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3657 Зав. № 3696 Зав. № 3705 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805102343 |
СИКОН С70 Зав. № 07347 |
активная реактивная |
± 0,9 ± 1,6 |
± 1,6 ± 2,8 |
11 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, IV с.ш. - 6 кВ, яч.677 |
ТОЛ-10-1-8У2 Кл.т. 0,2S 400/5 Зав. № 19120 Зав. № 19020 Зав. № 14637 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805100974 |
активная реактивная |
± 0,9 ± 1,6 |
± 1,6 ± 2,8 | ||
12 |
ПС "Южная" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, IV с.ш. - 6 кВ, яч.682 |
ТОЛ-10-1-8У2 Кл.т. 0,2S 400/5 Зав. № 14638 Зав. № 14639 Зав. № 13102 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805100918 |
активная реактивная |
± 0,9 ± 1,6 |
± 1,6 ± 2,8 | ||
13 |
ПС "Ковров" 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.619 |
ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 94002 Зав. № 98118 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1046 НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 8042 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0610102047 |
активная реактивная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,3 ± 5,7 |
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 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.;
частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,02 - 1,2)Ihi; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности
cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02(0,05)^ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в местах расположения счетчиков электрической энергии 0 °С до плюс 40 °С.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД, сервера и УСВ-3 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165 000 ча
сов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 ча
сов; среднее врем восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД СИКОН С70- среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 305 167 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 часа.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
Лист № 7
Всего листов 9 - сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- 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 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;
- Сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханический завод») типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тип компонента |
Регистрационный № |
Количество |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
16 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1 |
15128-07 |
12 |
Трансформаторы тока |
ТПФМ-10 |
814-53 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-05 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП |
23544-07 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
831-53 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
9 |
Окончание таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
1 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
28822-05 |
1 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
51644-12 |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58774-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханический завод»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- СИКОН С 70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 году;
- устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханический завод»), аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации №01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.