ГРСИ 54599-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ДЭК" ПС "Волна

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
54600-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ДЭК" ПС "Волна - Водоканал" Нет данных, ГРСИ 54599-13

Смотреть ГРСИ
54598-13

Номер госреестра:

54599-13

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ДЭК" ПС "Волна - Водоканал"

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ОАО "Дальневосточная Энергетическая Компания", г.Владивосток

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ ДЭК.2013.25.1.003.001

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 51994

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна - Водоканал»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна - Водоканал» (далее - АИИС КУЭ) пред-

назначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного

сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть

использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную четырехуровневую автомати-

зированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точ-

ности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН)

класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчиков активной и реактивной электроэнергии ти-

па Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии)

и 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичных измерительных цепей и технических

средств приема-передачи данных.

Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хране-

ния профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по ак-

тивной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же за-

программированных параметров.

2-й уровень – информационно - вычислительный комплекс электроустановки (далее -

ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства

синхронизации времени и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU - 325L обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэф-

фициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической

энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в ин-

формационно - вычислительный комплекс (далее – ИВК). Полученная информация накаплива-

ется в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов со-

ставляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при

конфигурировании УСПД.

3-й уровень – ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Ком-

пания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет.

ИВК состоит из центра сбора и обработки данных (далее – ЦСОД) филиала ОАО «ФСК

ЕЭС» - МЭС Востока и комплекса измерительно - вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метрос-

коп) (далее – ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройств синхронизации времени

УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации

локальной вычислительной сети (далее – ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В

ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока и в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ис-

пользуется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-

измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп)

(далее – СПО «Метроскоп»).

Лист № 2

Всего листов 10

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено

автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) персонала.

Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ под-

станции.

4-й уровень – ИВК ОАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (далее – ИВК

ОАО «ДЭК») обеспечивает выполнение следующих функций:

- получение информации от ИВК в формате макета 80020;

- обработку данных и их архивирование;

- доступ к информации и ее передачу в организации - участники оптового рынка элек-

троэнергии (далее – ОРЭ).

ИВК ОАО «ДЭК» состоит из ЦСОД ОАО «Дальневосточная Энергетическая Компа-

ния», программного обеспечения (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», а также устройства синхрони-

зации времени типа УССВ.

К серверу ИВК ОАО «ДЭК» подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору

подключено автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) персонала.

Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й, 3-й и 4-й

уровни АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформато-

рами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счет-

чиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линей-

ную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока

установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной

микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные дели-

тели подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема

осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя

встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для полу-

чения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер

поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микрокон-

троллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в

энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением

информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и об-

меном по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет

по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность

которых задается программно.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств изме-

рений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи

(интерфейс RS-485).

Один раз в 30 минут, УСПД по запросу ИВК, предоставляет информацию в сервера

уровня ИВК. Передача информации происходит по основному каналу связи IP сети передачи

данных, через коммутатор Ethernet. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполня-

ется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.

ИВК ОАО «ДЭК» (4-й уровень) один раз в сутки получает информацию за предыдущие

сутки от 3-го уровня – ИВК.

Передача информации происходит по основному каналу связи – глобальная компью-

терная сеть Internet. Полученная информация о результатах измерений приращений потреблен-

ной электрической энергии автоматически сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому

параметру. Архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Один раз в сутки ИВК ОАО «ДЭК» автоматически формирует файл отчета с результатами

измерений при помощи ПО «АльфаЦЕНТР», в формате XML, и автоматически передает его в ин-

тегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ)

ОАО «АТС» через IP сеть передачи данных, с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.

Лист № 3

Всего листов 10

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии

и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод

передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функ-

цию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Контроль времени в часах счетчиках АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при

каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация часов счетчиков выполняется ав-

томатически в случае расхождения часов счетчиков и УСПД на величину более ± 2 с.

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически, через устройство синхрони-

зации времени типа УССВ-16HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников гло-

бальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация часов УСПД выполняется ежесе-

кундно по сигналам УССВ-16HVS, погрешность синхронизации не более 0,1 с.

В ИВК ЦСОД МЭС Востока, ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ИВК ОАО «ДЭК»

используется устройство синхронизации времени типа УССВ, принимающие сигналы точного

времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация часов

серверов ИВК и ИВК ОАО «ДЭК» выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS и

УССВ, соответственно, погрешность синхронизации не более 0,1 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком на дли-

тельный срок, часы счетчика корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии

данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика произво-

дится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, пере-

дачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и

организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, ми-

нуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируе-

мого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректиров-

ке.

Наименование

программного

обеспечения

1.00MD5

7BD211C54

Программное обеспечение

Таблица 1. Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ

ЕНЭС (Метроскоп), ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока и ПО «АльфаЦЕНТР»,

установленного в ИВК ОАО «ДЭК»

Номер версииАлгоритм вы-

Идентификацион- (идентифика- Цифровой идентификатор числения циф-

ное наименованиеционный но- программного обеспечения рового

иденти-

программногомер) про-(контрольная сумма испол-фикатора про-

обеспечения граммного няемого кода) граммного

обеспеченияобеспечения

123 4 5

СПОСПО289аа64f646cd3873804db5fbd

«Метроскоп» «Метроскоп» 653679

«АльфЦЕНТР ПО «АльфаЦЕНТР»12.01

3E736B7F380863F44CC8E6F

MD5

Комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), вклю-

чающий в себя СПО «Метроскоп» внесен в Госреестр СИ РФ под № 45048 - 10;

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов

организации измерительных каналов;

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нор-

мированы с учетом ПО;

Лист № 4

Всего листов 10

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной циф-

ровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровня ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики

ИК в таблицах 3 и 4.

Таблица 2. Состав 1-го и 2-го уровня ИК

Номер ИК

Ф – 41 6 кВ

ЗРУ - 2

Ф – 42 6 кВ

ЗРУ - 2

RTU - 325L

Госреестр

№ 37288-08

Зав. №

004448

активная,

реактивная

Измерительные компоненты

Наименование

объекта

ТТ

Вид электро-

ТНСчетчикУСПД

энергии

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

Госреестр

№ 31857-06

Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. №

01215810

3хЗНОЛ.06-6

Госреестр

№ 46738-11

ТОЛ-СЭЩ-10Кл. т. 0,5

Госреестр 6000:√3/100:√3

№ 32139-06 Зав. № 2001492

Кл. т. 0,5S Зав. № 2001568

600/5 Зав. № 2001570

Зав. № Зав. № 2001602

09793-12 Зав. № 2001601

Зав. № Зав. № 2001599

09847-12 Зав. № 2001688

Зав. № Зав. № 2001937

09770-12 Зав. № 2001682

Зав. № 2001448

Зав. № 2001710

Зав. № 2001674

3хЗНОЛ.06-6

Госреестр

№ 46738-11

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5

Госреестр

6000:√3/100:√3

№ 32139-06

Зав. № 2001688

. т. 0,5S

Зав. № 2001937

600/5

Зав. № 2001682

За

. №

Зав. № 2001448

09904-12

Зав. № 2001710

За

. №

Зав. № 2001674

09902-12

Зав. № 2001492

За

. №

Зав. № 2001568

09986-12

Зав. № 2001570

Зав. № 2001602

Зав. № 2001601

Зав. № 2001599

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

Госреестр

№ 31857-06

Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. №

01215820

Лист № 5

Всего листов 10

Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон

значений

силы тока

0,02Iн

0,05Iн

0,2Iн

Iн

1, 2

Iн

1,2Iн

Пределы относительной погрешности ИК

Основная относительная по-

грешность ИК, (±

), %

cos

= cos

1,0 0,87 0,8 0,5

3 4 5 6

Погрешность ИК в рабочих

условиях эксплуатации, ±%

cos

= cos

1,0 0,87 0,8 = 0,5

78910

1,62,22,54,81,7

2,32,64,8

1,11,41,63,01,2

1,51,73,0

0,91,11,22,21,0

1,21,42,3

0,91,11,22,21,0

1,21,42,3

Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Основная относительная

погрешность ИК, (±

), %

Номер ИК

Диапазон

значений

силы тока

0,02Iн

0,05Iн

0,2Iн

< Iн

Пределы относительной погрешности ИК

cos

=cos

= cos

0,87 0,80,5

(sin

= (sin

0,5) 0,6) 0,87)

3 4 5

Относительная погреш-

ность ИК в рабочих усло-

виях эксплуатации, (±

), %

cos

=cos

0,87 0,8 0,5

(sin

= (sin

0,5) 0,6) 0,87)

6 7 8

5,14,12,55,54,42,8

3,12,51,63,32,71,8

2,31,81,22,42,01,4

0,05Iн

1, 2

0,2Iн

Iн

1,2Iн

2,31,81,22,31,91,3

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

− параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

− параметры сети: диапазон напряжения (0,98 – 1,02)Uн; диапазон силы тока

(1,0 – 1,2)Iн; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

Лист № 6

Всего листов 10

− температура окружающего воздуха: ТТ от 10 до 30°С;ТН от 10 до 30°С; счетчиков: от

21 до 25°С; УСПД от 15 до 25°С;

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн1; диапазон силы пер-

вичного тока (0,01(0,02) – 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0(0,6 – 0,87);

частота (50 ± 0,5) Гц;

− температура окружающего воздуха от 10 до 30°С;

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для электросчетчиков:

− параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн2; диапазон силы вто-

ричного тока (0,01 – 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,6 – 0,87);

частота (50 ± 0,5) Гц;

− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

− температура окружающего воздуха от 10 до 30°С;

− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

− параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

− температура окружающего воздуха от 10 до 30°С;

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установ-

ленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая

часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А 1800 – не

менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- сервер ИВК ОАО «ДЭК» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ча-

сов, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и уст-

ройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-

ваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени;

- журнал УСПД:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Лист № 7

Всего листов 10

- выключение и включение сервера;

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, параметрирова-

ние:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным

данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- 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 при от-

ключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 – не менее 30 лет;

- ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее

35 суток;

- ИВК – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее

3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-

ную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО

«ДЭК» ПС «Волна - Водоканал» типографическим способом.

Комплектность средства измерений

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.

Наименование (обозначение) изделия

Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10

Трансформатор напряжения 3хЗНОЛ.06-6

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ

Кол.

(шт)

Лист № 8

Всего листов 10

Счетчик электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800

Устройства сбора и передачи данных RTU-325L

УССВ-35HVS

УССВ

УССВ-16HVS

ИВК ЦСОД МЭС Волги

ЦСОД ОАО «Дальневосточная Энергетическая Компания»

Методика поверки

Формуляр

Инструкция по эксплуатации

Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Поверка

осуществляется по документу МП 54599-13 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна -

Водоканал». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28 июня 2013 года.

Перечень основных средств 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. 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 отключе-

ния цепей. Методика выполнения измерений»,

счетчиков Альфа А1800 – в соответствии с документом МП – 2203 – 0042 – 2006

«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.

Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая

2006 г.,

УСПД RTU - 325L – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи

данных RTU - 325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП», ут-

вержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.,

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) – в соответствии с документом

ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ

ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», ут-

вержденым ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.,

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе-

мы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств из-

мерений 27008-04,

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчи-

ками АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01,

термогигрометр CENTER(мод.314): диапазонизмеренийтемпературы от

минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной

влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Лист № 9

Trial листов 10

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе Методика измерений электрической энергии и

мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна - Водоканал», свиде-

тельство об аттестации методики измерений № 01.00225/206 - 316 - 13 от 24.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна - Водоканал»

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни-

ческие условия».

ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Ча-

стные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии клас-

сов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения».

Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автомати-

зированной информационно-измерительной коммерческого учета электро-

энергии (АИИС КУ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна - Водоканал», свидетельство

об аттестации методики измерений № 01.00225/206 - 316 - 13

от 24.07.2013 г.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ОАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ОАО «ДЭК»)

Юридический/почтовый адрес: 690091, Россия, Приморский край, г. Владивосток,

ул. Тигровая, д. 19.

Тел.: +7 (423) 240-68-45

Заявитель

ООО «ЕвроМетрология»

Юридический/почтовый адрес: 140000, Московская область, Люберецкий район,

г. Люберцы, ул. Красная, д. 4.

Тел. +7 (926) 786-90-40

Лист № 10

Всего листов 10

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»

(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)

Аттестат аккредитации № 30004-08 от 27.06.2008 г.

Юридический адрес:

119361, г. Москва

ул. Озерная, д. 46

тел./факс: 8(495) 437-55-77

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«____»_____________2013 г

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
17908-98	Электроды сравнения	ЭСр-1	ООО НПО "Измерительная техника", г.Москва	1 год	Перейти
61444-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НижегородЭнергоТрейд" (ООО "ЖБК №9")	Нет данных	ООО "Региональная энергетическая компания", г.Нижний Новгород	4 года	Перейти
54512-13	Система измерительная массового расхода (массы) воды Завода Бензинов ОАО "ТАИФ-НК"	Нет данных	ЗБ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск	2 года	Перейти
36283-07	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Череповецкий "Азот"	Нет данных	ООО "Инженерный центр "Прогресс", г.Москва	4 года	Перейти
57308-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Саранская"	Нет данных	ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений