Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (6 очередь)
Номер в ГРСИ РФ: | 80490-20 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОООО "Новая энергетическая компания" (ООО "НЭК"), г. Краснодар |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (6 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 80490-20 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (6 очередь) |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 006 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Новая энергетическая компания" (ООО "НЭК"), г. Краснодар
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 | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
80490-20: Описание типа СИ | Скачать | 509.6 КБ | |
80490-20: Методика поверки МП ЭПР-294-2020 | Скачать | 12.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (6 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН
осуществляется в счетчиках, на сервере данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 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 включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Эне |
ргосфера» |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчики |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
2БКТП ТМ-3-1452п 10 кВ, РУ-10 кВ, СШ 10 кВ, Ввод 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 40/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; С |
ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
2 |
ТП-Т7-80п 10 кВ, РУ-10 кВ, СШ 10 кВ, Ввод 10 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 40/5 Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С |
3хЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2 10000/^3/100/^3 Рег. № 71707-18 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,2 5,6 | ||
3 |
ТП 5034 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ |
ТТН100 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
4 |
ТП 4813 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ |
ТТН100 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
5 |
ТП 4813А 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ |
ТТН60 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,2 |
6 |
ВРУ-0,4 кВ Федерация мотоциклетного спорта Пензенской области, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ |
- |
- |
Меркурий 236 ART-02 PQRS Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 47560-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
3,2 6,1 | ||
7 |
ВЛ 10 кВ №6 Студеновская, Оп. №19, ВЛ 10 кВ ТП 426п, Реклоузер 10 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-К-10 У2 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 57686-14 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
8 |
ПС 110 кВ Колышлей, ЗРУ-10 кВ, СШ 10 кВ, Яч. №7, ВЛ 10 кВ №7 Птицефабрика |
ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; С |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
9 |
ВЛ 10 кВ №26 Пограничная, Оп. №27, ВЛ 10 кВ ТП 1, ПКУ 10 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 DPB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
10 |
ТП-2169п 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ |
ТС 12 Кл.т. 0,5 2500/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; B; С |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 |
11 |
ТП-2169п 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ |
ТС 12 Кл.т. 0,5 2500/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; B; С |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
12 |
ТП КЗ-1-229 10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1 |
ТОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 42663-09 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
13 |
ВЛ 10 кВ В-3, Оп. №58, ВЛ 10 кВ ТП В-3-134п, КРН-10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 33044-08 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±5 с |
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 электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4 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 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество ИК |
13 |
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +5 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236, СЭТ-4ТМ.02М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08), СЭТ-4ТМ.02М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
1 |
2 |
Глубина хранения информации: для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 10 170 10 56 10 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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количеств о, шт./экз. |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
5 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
9 |
Трансформаторы тока |
ТТН100 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТТН60 |
3 |
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ-10-1 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТС 12 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СВЭЛ-10 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-10 |
9 |
Трансформаторы напряжения |
3хЗНОЛ-СЭЩ-10 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-К-10 У2 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
2 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05 |
2 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 236 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02М |
3 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Сервер |
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-294-2020 |
1 |
Паспорт-формуляр |
33178186.411711.006.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-294-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (6 очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 12.10.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы
напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик
электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
- счетчиков Меркурий 234 - по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» с изменением № 2, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.08.2017 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - с методикой поверки ИЛГШ.411152.126РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2005 г.;
- счетчиков Меркурий 236 - по документу АВЛГ.411152.034 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 236». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 15.08.2016 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-08) - с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - по документу
ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.
Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-17) - по документу
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.;
- УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 37328-15);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «НЭК» (6 очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения