Приложение к свидетельству № 47244
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РГЭС»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РГЭС» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для изме-
рения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизиро-
ванного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой
с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, фор-
мирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и про-
чим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих
расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ, построенная на ПТК «ЭКОМ» (Госреестр № 19542-05), представляет собой
многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управле-
нием и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ОАО «РГЭС» состоит из трех уровней:
1-ый уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), который включает в
себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока
(ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по
тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи.
2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000, технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы.
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в
себя сервер баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), а также сово-
купность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор инфор-
мации с нижних уровней, её обработку и хранение.
В качестве СБД используется компьютер на базе серверной платформы HP Proliant
МL370 с программным комплексом «Энергосфера».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз
данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС
КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий АИИС КУЭ.
лист № 2
Всего листов 8
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из-
мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов
времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные ком-
мерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений переда-
ются в целых числах кВт∙ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS – 485 поступает в
УСПД ЭКОМ-3000, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее посредст-
вом сети Ethernet результаты измерений передаются на СБД АИИС КУЭ.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, об-
работку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формиро-
вание, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу
информации в ОАО «АТС», и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованно-
го регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполня-
ет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характе-
ристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства
измерений используется единое календарное время.
Синхронизация времени реализована на основе комплекса устройств, использующих
систему глобального позиционирования (GPS). В качестве приемника сигналов GPS о точном
астрономическом времени используется УСПД ЭКОМ-3000 с GPS модулем.
УСПД синхронизирует внутренние часы сервера ИВК. От сервера ИВК синхронизиру-
ются внутренние часы УСПД, а от них – внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД.
Сличение времени УСПД с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но
не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±2,0 с.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС
КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО,
включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные
программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Энергосфера»,
программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии,
ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Алармер
Анализатор 485
AlarmSvc.ex
e
Spy485.exe
АРМ Энергосфера
Архив
Con-
trolAge.exe
Archive.exe
Импорт из Excel
Dts.exe
Инсталлятор
Install.exe
Adcenter.exe
Консоль админи-
стратора
Локальный АРМ
Менеджер про-
грамм
Con-
trolAge.exe
Smar-
tRun.exe
6.4 8CBDA1D69154D0E
0Е8Е560Е5Е956СВ9 С
6.4CA4324C24F2C212D
4F81171F5F437B19
6.4 C289D8709BD193A
A45254CBB46017FD 0
6.4 8DD7DF147901B813
91FB5EF16767A2EF
6.4 F16E7F7DDBFBB71
8FC932AAF54C60F4 D
6.4 6587С6В1С570С2В
D1366BBFE60B23D 98
6.4 5F9E099D15DFD8A
FFFD3284CEC51391 4
6.4 C289D8709BD193A
A45254CBB46017FD 0
6.4 F73916AF2BE4E526
613EFAF4DC8F9D9
Редактор расчетных
схем
AdmTool.exe
6.4 ВА2923515А44В43А
6669A4321B7C1DC С
Ручной ввод
Handlnput.ex
e
Сервер опроса
PSO.exe
лист № 3
Всего листов 8
Таблица 1
Наименование Наименование про- Наименова- Номервер- Цифровой идентифи- Алгоритм вы-
программного граммного модуля ние файла сии про- катор программного численияциф-
обеспечения (идентификационное граммного обеспечения (кон- рового иден-
наименование про-обеспечения трольная сумма испол-тификатора
граммного обеспе- няемого кода) программного
чения)
обеспечения
ПК «Энерго-CRQ-интерфейсCRQonDB.ex6.4C285DF946327E8B2 MD5
сфера» e Е65720В00АВ85257
Тоннелепрокладчик
TunnelE-
com.exe
expimp.exe
ПК «Энерго-
сфера»
Центр импор-
та/экспорта
Электроколлектор
ECollect.exe
6.4 20712A0E4AD6E4C
B914C98AEE38C9D
Е8
6.4C0B074D1B6F20F02
8C8816D9748F8211
6.43027CF475F05007FF MD5
43С79С053805399
6.4 74Е422896723В3172
3AADEA7EEFD986 F
6.4 489554F96E8E1FA2
FB30FECB4CA0185 9
ПО «Энергосфера» не влияет на метрологическиехарактеристики АИИС КУЭ
ОАО «РГЭС».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «РГЭС» от непреднаме-
ренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
У
С
П
Д
Э
КО
М-
3
0
0
0 Зав.
№
0
6
09
2
48
0
Гос
р
е
е
стр
№ 17049
-
09
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
У
С
П
Д
Э
КО
М-
3
0
0
0 Зав.
№
0
6
09
2
48
0
Гос
р
е
е
стр
№ 17049
-
09
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
У
С
П
Д
Э
КО
М-
3
0
0
0 Зав.
№
0
6
09
2
48
0
Гос
р
е
е
стр
№ 17049
-
09
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
У
С
П
Д
Э
КО
М-
3
0
0
0 Зав.
№
0
6
09
2
48
0
Гос
р
е
е
стр
№ 17049
-
09
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
За
в. №
8316;
16
98
Зав.
№
3
2
6
4
У
С
П
Д
Э
КО
М-
3
0
0
0 Зав.
№
0
9
09
2
68
9
Гос
р
е
е
стр
№ 17049
-
09
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
У
С
П
Д
Э
КО
М-
3
0
0
0 Зав.
№
0
9
09
2
68
9
Гос
р
е
е
стр
№ 17049
-
09
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
За
в. №
6663;
66
79
Зав.
№
3
2
6
4
У
С
П
Д
Э
КО
М-
3
0
0
0 Зав.
№
0
9
09
2
68
9
Гос
р
е
е
стр
№ 17049
-
09
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
кл
. т
0
,
5
Ктт =
6
00/5
кл
. т
0,
5
Ктн =
100
0
0
/1
0
0
За
в. №
7004;
66
65
Зав.
№
3
9
8
9
У
С
П
Д
Э
КО
М-
3
0
0
0 Зав.
№
0
9
09
2
68
9
Гос
р
е
е
стр
№ 17049
-
09
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
№ п/п
№ ИИК
объекта
трической
Вид
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «РГЭС» приведен в Таблице 2.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной
электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
Состав измерительного канала
Наименование
Трансформатор Трансформатор
Счётчик элек-
ИВКЭ электро-
тока напряжения
э
нергии
(УСПД) энергии
1
234
Т
ВЭ-35
УХЛ2
5
Н
АМ
И-
3
5
У
ХЛ
1
67
8
СЭ
Т
-4
Т
М.03
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,2S/0,5 Ктн =
350
0
0
/1
0
0
З
а
в.
№
110080019
Зав. № 991
Гос
р
е
е
стр
№
2752
4
-
0
4
ПС 110/
3
5/10
к
В
И
стомин
с
кая
яч
.35
,
ф.
№
1 1
1
кл
. т
0
,
5S
Ктт =
3
00/5
За
в. №
2303;
23
0
4
;
2305
Гос
рее
стр
№
1
3158-
0
4
Гос
р
е
е
стр
№
1981
3
-
0
5
Т
ВЭ-35
УХЛ2Н
АМ
И-
3
5
У
ХЛ
1СЭ
Т
-4
Т
М.03
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,2S/0,5
Ктн =
350
0
0
/1
0
0
За
в.
№
01
12
0
80
1
4
4
Зав. № 991
Гос
р
е
е
стр
№
2752
4
-
0
4
ПС 110/
3
5/10
к
В
И
стомин
с
кая
яч
.35
, ф.
№
2
2
2
кл
. т
0
,
5S
Ктт =
3
00/5
За
в. №
2300;
23
0
1
;
2264
Гос
рее
стр
№
1
3158-
0
4
Гос
р
е
е
стр
№
1981
3
-
0
5
Т
ВЭ-35
УХЛ2Н
АМ
И-
3
5
У
ХЛ
1СЭ
Т
-4
Т
М.03
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,2S/0,5
Ктн =
350
0
0
/1
0
0
За
в.
№
01
12
0
80
0
7
3
Зав. № 929
Гос
р
е
е
стр
№
2752
4
-
0
4
ПС 110/
3
5/10
к
В
И
стомин
с
кая
яч
.35
, ф.
№
3
3
3
кл
. т
0
,
5S
Ктт =
3
00/5
За
в. №
2310;
22
9
1
;
2292
Гос
рее
стр
№
1
3158-
0
4
Гос
р
е
е
стр
№
1981
3
-
0
5
Т
ВЭ-35
УХЛ2Н
АМ
И-
3
5
У
ХЛ
1СЭ
Т
-4
Т
М.03
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,2S/0,5
Ктн =
350
0
0
/1
0
0
За
в.
№
01
08
0
80
9
1
0
Зав. № 929
Гос
р
е
е
стр
№
2752
4
-
0
4
ПС 110/
3
5/10
к
В
И
стомин
с
кая
яч
.35
,
ф.
№
4 4
4
кл
. т
0
,
5S
Ктт =
3
00/5
За
в. №
2297;
22
9
9
;
2298
Гос
рее
стр
№
trial
-
0
4
Гос
р
е
е
стр
№
1981
3
-
0
5
ТЛ
М-
10-2
У
3
кл
. т
0
,
5
Ктт =
6
00/5
Н
Т
МИ-
10
-
66
УЗ
кл
. т
0,
5
Ктн =
100
0
0
/1
0
0
СЭТ-
4ТМ.03.
01
кл
. т
0
,5S/1,0
Зав. №
0
1
05
0
81
3
1
2
Гос
р
е
е
стр
№
2752
4
-
0
4
ПС 1
10
/
3
5
/
10кВ
Рад
у
жная 5
5
ЗРУ-10кВ яч.101
Гос
рее
стр №
2
4
73
-
0
5
Гос
р
е
е
стр
№
831-69
ТОЛ-
10
У
Т
2.1
UMZ
24
-1СЭ
Т
-
4
Т
М.0
3
М
кл
. т
0
,
5
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,2S/0,5
Кт
н =
П
С
1
10
/
3
5
/
10кВ
Рад
у
жная ВЛ-
6
кВ,
я
ч.
№30
6
3
3
Ктт =
1
00/5
(6000√3)/(100√3)
За
в.
№
0
8
08
0
91
3
9
5
За
в. №
56175; 54
88
8;
За
в.
№
02
52
2; 02523;
Гос
р
еестр №
36697-
5662302524
0
8 Гос
рее
стр №
1
5128-
Гос
р
е
е
стр №
16
047
-
0
3
9
7
ТЛ
М-
10-2
У
3
кл
. т
0
,
5
Ктт =
6
00/5
Н
Т
МИ-
10
-
66
УЗ
кл
. т
0,
5
Ктн =
100
0
0
/1
0
0
СЭТ-
4ТМ.03.
01
кл
. т
0
,5S/1,0
Зав. №
0
1
05
0
81
7
7
3
Гос
р
е
е
стр
№
2752
4
-
0
4
ПС 1
10
/
3
5
/
10кВ
Рад
у
жная 7
6
ЗРУ-10кВ яч.102
Гос
рее
стр №
2
4
73
-
0
5
Гос
р
е
е
стр
№
831-69
ТЛ
М-
10-2
У
3
Н
Т
МИ-
10
-
66
УЗ
СЭТ-
4ТМ.03.01
кл
. т
0
,5S/1,0
Зав. №
0
1
05
0
81
7
8
0
Гос
р
е
е
стр
№
2752
4
-
0
4
ПС 1
10
/
3
5
/
10кВ
Рад
у
жная 8
7
ЗРУ-10кВ яч.201
Гос
рее
стр №
2
4
73
-
0
5
Го
с
рее
стр №
831-69
Н
оме
р
И
И
К
co
sφ
1
-
4
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)
5
,
7
-
8
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)
6
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)
Н
оме
р
И
И
К
co
sφ
1
-
4
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)
5
,
7
-
8
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)
6
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)
лист № 5
Всего листов 8
Таблица 3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической
энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
5
%
,
d
20
%
,
d
100
%
,
1,0
0,9
0,8
0,7
0,5
1,0
0,9
0,8
0,7
0,5
1,0
0,9
0,8
0,7
0,5
d
1(2)%
,
I
1(2)
£
I
изм
<
I
5
%
±1,9
±2,2
±2,6
±3,2
±4,8
------
---
-
I
5 %
£
I
изм
<
I
20
%
±1,2
±1,4
±1,7
±2,1
±3,0
±2,2
±2,7
±3,2
±3,8
±5,7
±1,9
±2,4
±2,9
±3,6
±5,5
I
20 %
£
I
изм
<
I
100
%
±1,0
±1,2
±1,4
±1,6
±2,3
±1,7
±1,9
±2,1
±2,4
±3,3
±1,2
±1,4
±1,7
±2,0
±3,0
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
±1,0
±1,2
±1,4
±1,6
±2,3
±1,6
±1,7
±1,9
±2,1
±2,7
±1,0
±1,2
±1,4
±1,6
±2,3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической
энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
5
%
,
d
20
%
,
d
100
%
,
0,9
0,8
0,7
0,5
0,9
0,8
0,7
0,5
0,9
0,8
0,7
0,5
d
1(2)%
,
I
1(2)
£
I
изм
<
I
5
%
±6,8
±4,3
±3,6
±2,7
------
-
-
I
5 %
£
I
изм
<
I
20
%
±4,1
±2,7
±2,3
±1,8
±7,6
±5,0
±4,2
±3,3
±7,1
±4,5
±3,7
±2,7
I
20 %
£
I
изм
<
I
100
%
±2,9
±2,0
±1,7
±1,3
±4,2
±2,9
±2,6
±2,2
±3,9
±2,5
±2,1
±1,6
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
±2,9
±1,9
±1,7
±1,3
±3,2
±2,4
±2,2
±2,0
±2,9
±1,9
±1,7
±1,3
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а погрешность
измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соот-
ветствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
·
сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
·
температура окружающей среды: от 15 до 25
°
С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном,
·
сила тока от 0,01 Iном до 1,2 Iном;
·
температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии от плюс 5
°
С до плюс 35
°
С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
лист № 6
Всего листов 8
6.ТрансформаторытокапоГОСТ7746-2001,трансформаторынапряженияпо
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по
ГОСТ 26035-83, ГОСТ 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные(см.п.6Примечания)утвержденныхтиповсметрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена
компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
·
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов;
·
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее
140000 часов;
·
УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
·
УСПД ЭКОМ-3000 – среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
·
для счетчика Тв ≤ 2 часа;
·
для УСПД Тв ≤ 2 часа;
·
для сервера Тв ≤ 1 час;
·
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
·
для модема Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
·
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для
пломбирования;
·
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механиче-
скими пломбами;
·
наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
·
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти-
фикацию пользователей и эксплуатационного персонала;
·
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
·
фактов параметрирования счетчика;
·
фактов пропадания напряжения;
·
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
·
счетчиках (функция автоматизирована);
·
УСПД, сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
·
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03 – тридцатиминутный профиль
нагрузки в двух направлениях – не менее 113,7 суток; при отключении питания – не менее 10
лет;
·
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-
дому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток;
при отключении питания – не менее 5 лет;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений
– не менее 3,5 лет.
лист № 7
Всего листов 8
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации
АИИС КУЭ типографским способом.
1
1
1
Количество, шт.
12
6
2
2
4
3
4
2
1
1
8УСВ-1
обеспечение
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
№ п/пНаименованиеТип
1Трансформатор токаТВЭ-35 УХЛ2
1Трансформатор тока ТЛМ-10-2У3
2Трансформатор напряженияНАМИ-35 УХЛ1
2Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3
3Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03
3Счётчик электрической энергииСЭТ-4ТМ.03.01
4Модем Siemens TC35i
5УСПД ЭКОМ-3000
6СерверHP Proliant МL370
7Источник бесперебойного питанияАРС Smart-UPS 1500VA
Устройство синхронизации системного
времени
9
Специализированное программное
ПК «Энергосфера»
1
10Методика поверкиМП 1282/446-2012
11Паспорт – формуляр
ВЭ425210.100.08.ФО-
ПС
Поверка
осуществляетсяподокументуМП 1282/446-2012«ГСИ. Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО
«РГЭС». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в мае 2012 года.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
-
ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
-
ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
-
Счётчик СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
-
Счётчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
-
УСВ-1 – по методике поверки "Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика
поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённой ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в декабре 2004 г.;
-
УСПД ЭКОМ-3000 – по методике поверки "ГСИ. Комплекс программно-технический
измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП", утвержденной ГЦИ
СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.
-
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена де-
ления 1°С
.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества
электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-
измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РГЭС».
Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1046/446-01.00229-2012 от
10.05.2012
лист № 8
Всего листов 8
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО «РГЭС»
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ОАО «Югорская территориальная энергетическая компания – Региональные сети»
Адрес (юридический): 628011 Ханты-Мансийский автономный округ, город Ханты-Мансийск,
улица Мира, дом 120
Адрес (почтовый): 628011 Ханты-Мансийский автономный округ, город Ханты-Мансийск,
улица Мира, дом 120
Телефон: (3467) 315577, факс: (3467) 315577
Заявитель
ООО «Производственно-коммерческая фирма «Тенинтер»
Адрес (юридический): 109202, г. Москва, ул. 3-я Карачаровская, д. 8, корп. 8
Адрес (почтовый): 109444, г. Москва, Ферганская ул., д. 6, стр. 9
Телефон: (495) 788-48-25, факс: (495) 788-48-25
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,
метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).
Аттестат аккредитации № 30010-10 от 15.03.2010 года.
117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11, факс (499) 124-99-96
Заместитель
Руководителя Федерального агент-
ства по техническому регулирова-
нию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.П.«____» ____________2012г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.