Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЙСБЕРГ-ТРЕЙДИНГ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 76696-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЙСБЕРГ-ТРЕЙДИНГ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76696-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЙСБЕРГ-ТРЕЙДИНГ" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 115-06-17 |
Производитель / Заявитель
ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 76696-19: Описание типа СИ | Скачать | 103.6 КБ | |
| 76696-19: Методика поверки МП 206.1-090-2019 | Скачать | 8.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЙСБЕРГ-ТРЕЙДИНГ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), а также аппаратуру для передачи/приема данных по линиям связи, источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполняющие функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК, устройства синхронизации системного времени УССВ-2, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-2, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.
Первичные фазные 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на вход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на сервер уровня ИВК.
Сервер ИВК, с периодичностью один раз в 30 минут, производит опрос уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера ИВК.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML. Файл с результатами измерений в формате XML по электронной почте автоматически направляется на почтовый сервер энергосбытовой организации АО «ННК Энерго». На сервере АО «ННК Энерго» файл с результатами измерений в формате XML подписывается электронно-цифровой подписью АО «ННК Энерго» и направляется в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-2, в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS).
Сличение часов сервера с часами УССВ-2 происходит ежесекундно. Коррекция часов сервера выполняется при расхождении с показаниями УССВ-2 более чем на ±1 с.
Сличение часов УСПД с часами УССВ-2 происходит ежесекундно. Коррекция часов УСПД выполняется при расхождении с показаниями УССВ-2 более чем на ±1 с.
Время счетчиков сличается со временем УСПД один раз в час. Коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.08.01, в состав которого входят программные 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».
Метрологически значимой частью ПО «АльфаЦЕНТР» является библиотека ac_metrology.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «средний».
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Канал измерений |
Состав измерительного канала |
Ктт •Ктн •Ксч | ||||||
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) |
Обозначение, тип |
УСПД/ УССВ |
Сервер | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
1 |
ПС 110/6 кВ «Энергомаш», ф.8 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 58720-14 |
А |
ТЛК-СТ-10 У2 |
RTU-327L Рег. № 41907-09/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
3600 |
|
В |
- | |||||||
|
С |
ТЛК-СТ-10 У2 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-02 |
А В С |
НАМИТ-10-1 УХЛ2 | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-17 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
|
2 |
ПС 110/6 кВ «Энергомаш», ф.13 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 30709-08 |
А |
ТЛП-10-5 У3 |
2400 | ||
|
В |
- | |||||||
|
С |
ТЛП-10-5 У3 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 60002-15 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-17 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
3 |
ПС 6/0,4 кВ «ЦРП-37», ЗРУ-6кВ, яч. 10 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
RTU-327L Рег. № 41907-09/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
2400 |
|
В |
- | |||||||
|
С |
ТОЛ-10-1-2 У2 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000:^3/100:^3 Рег. № 35956-07 |
А |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 У2 | |||||
|
В |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 У2 | |||||||
|
С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 У2 | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-17 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
|
4 |
ПС 6/0,4 кВ «ЦРП-37», ЗРУ-6кВ, яч. 14 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 У2 |
2400 | ||
|
В |
- | |||||||
|
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000:^3/100:^3 Рег. № 35956-07 |
А |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 У2 | |||||
|
В |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 У2 | |||||||
|
С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 У2 | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-17 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
|
5 |
ПС 6/0,4 кВ «ЦРП-37», РУ-0,4кВ, ф. 5 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 52667-13 |
А |
Т-0,66 У3 |
О 00 | ||
|
В |
Т-0,66 У3 | |||||||
|
С |
Т-0,66 У3 | |||||||
|
ТН |
- | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
6 |
ПС 6/0,4 кВ «ЦРП-37», РУ-0,4кВ, ф. 23 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 52667-13 |
А |
Т-0,66 У3 |
RTU-327L Рег. № 41907-09/ УССВ-2 Рег. № 5407413 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
О 00 |
|
В |
Т-0,66 У3 | |||||||
|
С |
Т-0,66 У3 | |||||||
|
ТН |
- | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 | ||||||
|
7 |
ПС 6/0,4 кВ «ЦРП-37», РУ-0,4кВ, ф. 7 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 52667-13 |
А |
Т-0,66 У3 |
о 00 | ||
|
В |
Т-0,66 У3 | |||||||
|
С |
Т-0,66 У3 | |||||||
|
ТН |
- | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||||
|
8 |
ПС 6/0,4 кВ «ЦРП-37», РУ-0,4кВ, ф. 25 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 52667-13 |
А |
Т-0,66 У3 |
о 00 | ||
|
В |
Т-0,66 У3 | |||||||
|
С |
Т-0,66 У3 | |||||||
|
ТН |
- | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
9 |
ПС 6/0,4 кВ «ЦРП-37», РУ-0,4кВ, ф. 10 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 52667-13 |
А |
Т-0,66 М У3 |
RTU-327L Рег. № 41907-09/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
О 00 |
|
В |
Т-0,66 М У3 | |||||||
|
С |
Т-0,66 М У3 | |||||||
|
ТН |
- | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 | ||||||
|
10 |
ПС 6/0,4 кВ «ЦРП-37», РУ-0,4кВ, ф. 12 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 52667-13 |
А |
Т-0,66 М У3 |
о 00 | ||
|
В |
Т-0,66 М У3 | |||||||
|
С |
Т-0,66 М У3 | |||||||
|
ТН |
- | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 | ||||||
|
11 |
ПС 6/0,4 кВ «ЦРП-37», РУ-0,4кВ, ф. 20 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 52667-13 |
А |
Т-0,66 М У3 |
о 00 | ||
|
В |
Т-0,66 М У3 | |||||||
|
С |
Т-0,66 М У3 | |||||||
|
ТН |
- | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
12 |
ПС 6/0,4 кВ «ЦРП-37», РУ-0,4кВ, ф. 22 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 52667-13 |
А |
Т-0,66 М У3 |
RTU-327L Рег. № 41907-09/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
О 00 |
|
В |
Т-0,66 М У3 | |||||||
|
С |
Т-0,66 М У3 | |||||||
|
ТН |
- | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 | ||||||
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и 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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера однотипных ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
|
1, 2 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,7 |
|
3, 4 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
5,5 2,8 |
|
5, 7 |
Активная Реактивная |
0,8 1,9 |
4,7 2,6 |
|
6, 8 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
4,9 3,8 |
|
9 - 12 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,5 4,1 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с |
5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos9 = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 40 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды, °С |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для УССВ магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +40 от -40 до +60 от -20 до +50 от -10 до +55 0,5 |
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08): - среднее время наработки до отказа, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12): - среднее время наработки до отказа, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17): - среднее время наработки до отказа, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
|
ИВК: - коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД 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 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;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ-10 У2 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛП-10-5 У3 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 У2 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 М У3 |
12 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-1 УХЛ2 |
1 шт. |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 У2 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
12 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327L |
2 шт. |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
3 шт. |
|
Методика поверки |
МП 206.1-090-2019 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
115-06-17-ТЗ-ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-090-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЙСБЕРГ-ТРЕЙДИНГ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.08.2019 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 и/или по МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- по МИ 3195-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;
- по МИ 3196-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации;
- по МИ 3598-2018 ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - 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 ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17) - в соответствии с документом
ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
- УСПД RTU-327L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководителем ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЙСБЕРГ-ТРЕЙДИНГ», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат 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
