69084-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод ЖБК-1" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод ЖБК-1"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 69084-17
Производитель / заявитель: АО "РЭС Групп", г.Владимир
Скачать
69084-17: Описание типа СИ Скачать 114.4 КБ
69084-17: Методика поверки МП 206.1-251-2017 Скачать 9.6 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод ЖБК-1" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод ЖБК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 69084-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод ЖБК-1"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 463
Производитель / Заявитель

АО "РЭС Групп", г.Владимир

Поверка

Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 2 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

69084-17: Описание типа СИ Скачать 114.4 КБ
69084-17: Методика поверки МП 206.1-251-2017 Скачать 9.6 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод ЖБК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30207-94, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ОАО «Завод ЖБК-1», включающий в себя устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ-3), сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. ИВК АИИС КУЭ в автоматическом режиме, с использованием ЭП, формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам.АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-3 не более ±1 с. УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ-3 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 15.07.05, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.07.05

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

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

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСВ

Основная погрешность, %

Погреш ность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110/6 кВ «Витаминный Комбинат», ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 1.14

ТОЛ-СЭЩ 10-21 Кл. т. 0,2S 800/5

НОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

УСВ-3

активная

реактивная

±1,0

±2,1

±2,3

±4,1

2

ПС 110/6 кВ «Витаминный Комбинат», ЗРУ-6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч. 3.12

ТОЛ-СЭЩ 10-21 Кл. т. 0,2S 800/5

НОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,1

±2,3

±4,1

3

РП-6 6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч. 17

ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5 600/5

НТМК-6 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ТП №325 6/0,4кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.3

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 600/5

ЗНОЛ.06-6 УЗ

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

УСВ-3

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,7

5

ТП №325 6/0,4кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.5

ТПЛ-10 УЗ Кл. т. 0,5 300/5

ЗНОЛ.06-6 УЗ

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

6

ТП №325 6/0,4кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.8

ТПЛ-10 УЗ Кл. т. 0,5 200/5

ЗНОЛ-ЭК-10 М1Т

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

7

ТП №325 6/0,4кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.2

ТПЛ-10 УЗ Кл. т. 0,5 400/5

ЗНОЛ-ЭК-10 М1Т

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ТП №325 6/0,4кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.10

ТПЛ-10 УЗ Кл. т. 0,5 400/5

ЗНОЛ-ЭК-10 М1Т

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

УСВ-3

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

9

ТП №325 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, яч. МКУ

ЦРО

ТТИ-А

Кл. т. 0,5 300/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

10

ТП №111 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 1000/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

11

ТП №111 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ИП Хачатрян

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 100/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

ТП №111 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ИП Лотков

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

Кл. т. 0,5S/1,0

УСВ-3

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

13

ТП №111 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ООО ПФ «Ливам»

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 300/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

14

ТП №251 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1

ТТИ-85

Кл. т. 0,5 1000/5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

15

ТП №251 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ЗАО

БОРП «Разноторг»

-

-

ПСЧ-3ТМ.05 Кл. т. 1,0/2,0

активная

реактивная

±1,1

±2,2

±3,1

±4,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

16

ТП №678 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1

ТТИ-А

Кл. т. 0,5 200/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

УСВ-3

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

17

ТП №678 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 400/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

18

ТП №678 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ АО «Опторг»

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 250/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,6

19

ТП №678 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ИП Чистюхин

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.24

Кл. т. 1,0/2,0

активная

реактивная

±1,1

±2,4

±3,1

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

20

РП-6 6 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 1

ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5 600/5

НТМК-6 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

УСВ-3

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

21

ТП №400 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Ввод-0,4 кВ №1

ООО «Жилищное управление

ЖБК-1»

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 200/5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

22

ТП №400 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ «УО ввод-1»

-

-

ПСЧ-3ТМ.05 Кл. т. 1,0/2,0

активная

реактивная

±1,1

±2,2

±3,1

±4,5

23

ТП №400 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Ввод-0,4 кВ №2

ООО «Жилищное управление ЖБК-1»

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 200/5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

24

ТП №400 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ «УО ввод-2»

-

-

ПСЧ-3ТМ.05 Кл. т. 1,0/2,0

УСВ-3

активная

реактивная

±1,1

±2,2

±3,1

±4,5

25

ТП №111 6/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ООО «Флинг»

Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 100/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

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. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 25 от плюс 5 до плюс 35 °C.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. 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 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

25

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9

0,9

- температура окружающей среды, °C

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2(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 и ТН, °C

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°C:

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C

от +10 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

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

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

114

направлениях, сутки, не менее

40

- при отключении питания, лет, не менее

Сервер:

- 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера БД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере БД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

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

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора каждые 8 часов (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод ЖБК-1» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ 10-21

51623-12

6

Трансформатор тока

ТПОЛ-10У3

1261-59

4

Трансформатор тока

ТЛО-10

25433-11

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10 УЗ

1276-59

8

Трансформатор тока

ТТИ-А

28139-07

6

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

19956-02

3

Трансформатор тока

Т-0,66 М У3

50733-12

9

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

22656-07

6

Трансформатор тока

Т-0,66 М У3

17551-98

3

Трансформатор тока

ТТИ-85

28139-07

3

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

52667-13

6

1

2

3

4

Трансформатор напряжения

НОЛ-СЭЩ-6

54370-13

6

Трансформатор напряжения

НТМК-6

323-49

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6 УЗ

3344-08

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-ЭК-10 М1Т

47583-11

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

64450-16

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

64450-16

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

64450-16

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.04

36355-07

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-3ТМ.05

30784-05

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.24

64450-16

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.16

36355-07

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

64242-16

1

Сервер БД

Intel S5000PAL

-

1

Программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

-

1

Методика поверки

МП 206.1- 251 -2017

-

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.463

ПФ

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-251-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод ЖБК-1». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01 сентября 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 ПСЧ-4ТМ.05М - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.16 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04  - по документу «Счетчик электрической энергии

трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.04  - по документу «Счетчики электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

- счетчиков ПСЧ-3ТМ.05 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.24 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.04  - по документу «Счетчики электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.16 - по документу «Счетчики электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки»

ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

- УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;

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

- 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%;

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

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 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод ЖБК-1», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 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

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Самараинвестнефть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пе...
Default ALL-Pribors Device Photo
69086-17
Hitachi серии EDR-N7S Преобразователи давления измерительные
Фирма "Hitachi High-Tech Control Systems Corporation, Ltd.", Япония
Преобразователи давления измерительные Hitachi серии EDR-N7S (далее -преобразователи) предназначены для преобразования значений разности давлений в жидкостях и газах с высокими температурами в унифицированный электрический выходной сигнал постоянного...
Регуляторы-измерители iTRON 04/08/16/32 тип 702040/41/42/43/44, iTRONDR 100 тип 702060, dTRON 304/308/316 тип 703041/42/43/44, DICON touch тип 703571, cTRON 16/08/04 тип 702071/72/74 (далее по тексту - регуляторы) предназначены для измерений выходных...
Default ALL-Pribors Device Photo
Приемное устройство навигационных радиосигналов глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS НЦПВ.468173.004 (далее — приемное устройство) предназначено для измерений текущих навигационных параметров и определения на их основе координат по...
69089-17
МТ-5 Аппаратура геодезическая спутниковая одночастотная
АО "ПО "Уральский оптико-механический завод им.Э.С.Яламова" (УОМЗ), г.Екатеринбург
Аппаратура геодезическая спутниковая одночастотная МТ-5 (далее - приемники) предназначена для определения приращений координат и измерений длин базисных линий.