Untitled document

Приложение к свидетельству № 53200

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Курдюм»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Курдюм» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для

измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки,

хранения, отображения и передачи информации. Выходные данные системы могут быть

использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную 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

точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН)

класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчика активной и реактивной электроэнергии типа

А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и 0,5 по

ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных измерительных цепей и

технических средств приема-передачи данных.

Счетчик электрической энергии

обеспечен энергонезависимой памятью для

хранения

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

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

запрограммированных 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 – 325H обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом

коэффициентовтрансформацииТТиТН)иархивированиерезультатовизмерений

электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой

информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная

информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины

хранения архивов составляет 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

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

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

электроэнергии (далее - ОРЭ).

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

ЕЭС» - МЭС Волги и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

(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 Волги используется программное обеспечение (далее –

Лист № 2

Всего листов 10

ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) – специализированное

программноеобеспечениеАвтоматизированнаяинформационно-измерительнаясистема

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее – СПО

«Метроскоп»).

К серверам ИВК подключен коммутатор

Ethernet. Также к коммутатору подключено

автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) персонала.

Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ

подстанции.

Измерительный канал (далее – ИК) АИИС КУЭ включает в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни

АИИС КУЭ.

Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными

трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи

поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.

Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока,

имеющих малую линейную 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

резистивныеделителиподается непосредственно наизмерительнуюмикросхему.

Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по

каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет

различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной

микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и

реактивной энергии. Микроконтроллер 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 обменом 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

измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям

(интерфейс RS-485) и волоконно-оптической линии связи (далее - ВОЛС).

Коммуникационный сервер опроса ИВК ЦСОД МЭС Волги автоматически опрашивает

УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - IP сети передачи

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

выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи

стандарта GSM.

В ИВК ЦСОД МЭС Волги информация о результатах измерений приращений

потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и

сохраняется на

глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы

автоматически сохраняются на «жестком» диске.

В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД

МЭС Волги по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) – один

раз в 30 минут. Сервер сбора данных ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) осуществляет

соединение и получение данных с коммуникационного сервера ЦСОД МЭС Волги в котором

реализованпротокол«АльфаЦЕНТР»/»Каскад»версии1.26,чтоисключаетлюбое

несанкционированное вмешательство и модификацию данных ПО «Альфа ЦЕНТР».

В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10) информация о

результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически

формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Лист № 3

Всего листов 10

Один раз в сутки ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл

отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и

автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления

коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в филиал «СО ЕЭС» - Самарское РДУ, через

IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть

Internet.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии

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

передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее – СОЕВ) выполняет законченную

функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Контроль времени в счетчике АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при

каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчика выполняется

автоматически в случае расхождения времени часов счетчика и УСПД на величину более ± 1

секунды.

КорректировкачасовУСПДвыполняетсяавтоматически,черезустройство

синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников

глобальной системы позиционирования (GPS) и которое подключено к УСПД по интерфейсу

RS-232. Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно.

В ИВК ЦСОД МЭС Волги и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) также используются

устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающие сигналы точного времени от

спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов серверов ИВК

выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи

между УСПД и

подключенного к нему УССВ-35HVS, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК

автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 секунды.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком на

длительный срок, часы счетчика корректируются от переносного инженерного пульта. При

снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика

производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,

передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и

организационных мероприятий.

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

минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах,

корректируемого и

корректирующего устройств в

момент

непосредственно предшествующий

корректировке.

Программное обеспечение

Наименование

программного

обеспечения

Идентификацион-

ное наименование

программного

обеспечения

Цифровой идентификатор

программного обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

1.00

MD5

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

КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ЦСОД филиала ОАО «ФСК

ЕЭС» - МЭС Волги

Номер версии

(идентифика-

ционный

номер)

программного

обеспечения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификато-

ра программно-

го обеспечения

СПО

«Метроскоп»

СПО

«Метроскоп»

289аа64f646cd3873804db5fbd

653679

Лист № 4

Всего листов 10

Наименование

программного

обеспечения

Идентификацион-

ное наименование

программного

обеспечения

Цифровой идентификатор

программного обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

amra.exe

amrserver.exe

amrc.exe

cdbora2.dll

encryptdll.dll

alphamess.dll

11.07.01.01

MD5

Окончание таблицы 1

Номер версии

(идентифика-

ционный

номер)

программного

обеспечения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификато-

ра программно-

го обеспечения

«АльфЦЕНТР»

RWSXC60.EXE

АРМ

trtu.exe

АЦ коммуникатор

orawsfix9.exe

Oracle

e8e5af9e56eb7d94da2f9dff64b

4e620

7e87c28fdf5ef99142ad5734ee7

595a0

a38861c5f25e237e79110e1d5d

66f37e

0ad7e99fa26724e65102e21575

0c655a

0939ce05295fbcbbba400eeae8

d0572c

b8c331abb5e34444170eee9317

d635cd

94045bd415489ebb88dfd99632

f8ba56

cb709a2cf20bf55e8a25b8323d

4907e5

40c0cdf5f254edce49a08f6530a

8766c

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

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

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной

электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов

организации измерительных каналов;

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

нормированы с учетом ПО;

Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной

цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

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

Лист № 5

Всего листов 10

Метрологические и технические характеристики

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

ИК в таблицах 3 и 4.

активная,

реактивная

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

Измерительные компоненты

Номер ИК

Наименование

объекта

ТТ

Вид электро-

ТНСчетчикУСПД

энергии

ВЛ – 500 кВ

1Балаковская

АЭС

IOSK 550

ГосреестрНАМИ-500

№ 26510 - 09УХЛ1A1802RALXQ-

Кл. т. 0,2SГосреестрP4GB-DW-4 RTU – 325H

3000/1 № 28008 - 09 ГосреестрГосреестр

Зав. № Кл. т. 0,2 № 31857-11 № 44626-10

2092761 500000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №

Зав. № Зав. № 111 Зав. № 006376

2092762Зав. № 11201241169

Зав. №Зав. № 104

2092763

Основная относительная

погрешность ИК, (±

), %

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

Пределы относительной погрешности ИК

Диапазон

Номер ИКзначений

силы тока

cos

= cos

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

Относительная погрешность

ИК в рабочих условиях

эксплуатации, (±δ), %

cos

= cos

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

34567

8910

0,91,11,11,81,1

1,21,31,9

0,60,70,81,30,8

0,91,01,4

0,50,50,60,90,7

0,80,91,2

0,02Iн

0,05Iн

0,2Iн

Iн

1,2Iн

0,50,50,60,90,7

0,80,91,2

Лист № 6

Всего листов 10

Основная относительная

погрешность ИК, (±

), %

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

Пределы относительной погрешности ИК

Диапазон

Номер ИКзначений

силы тока

cos

=cos

= cos

0,87 0,80,5

(sin

= (sin

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

Относительная

погрешность ИК в рабочих

условиях эксплуатации,

(±

), %

cos

=cos

0,87 0,8 0,5

(sin

= (sin

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

345678

2,11,71,22,52,21,7

1,61,40,92,11,91,6

1,11,00,81,81,71,5

0,02Iн

0,05Iн

0,2Iн

< Iн

Iн

1,2Iн

1,11,00,81,81,71,5

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;

− температура окружающего воздуха: ТТот 15°С до 35°С; ТН от 15°С до 35°С;

счетчиков: от 21°С до 25°С; УСПД от 15°С 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

первичного тока (0,02(0,05) – 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0(0,6 – 0,87);

частота (50 ± 0,5) Гц;

− температура окружающего воздуха от минус 30°С до 35°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

вторичного 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°С 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;

Лист № 7

Всего листов 10

− температура окружающего воздуха от 10°С 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

установленном 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 А1800 – не менее

= 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности T

= 2 часа;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т

= 55000 ч, среднее время

восстановления работоспособности T

= 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т

= 45000 ч, среднее время

восстановления работоспособности T

= 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

-резервирование каналовсвязи:информация орезультатахизмерений может

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- 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;

- 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, параметрирование:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным

данным для различных групп пользователей.

Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной

цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

Лист № 8

Всего листов 10

- 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 направленияхпри

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

- ИВКЭ – результатыизмерений, состояние объектов исредств измерений- не менее 35 суток; -

ИВК – результатыизмерений, состояние объектов исредств измерений– не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Курдюм» типографическим способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В

комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие

средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформаторы тока IOSK 550

Трансформаторы напряжения НАМИ-500 УХЛ1

Счетчики электрической энергии многофункциональные А1800

Количество (шт.)

Комплексы аппаратно-программых средств для учета

электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300

УССВ - 35HVS

Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС

(Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

ПО "АльфаЦЕНТР"

СПО "Метроскоп"

ИВК ЦСОД МЭС Волги

Методика поверки

Формуляр

Инструкция по эксплуатации

Поверка

осуществляется по документу МП 55672-13 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Курдюм».

Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2013 года.

Перечень основных средств поверки:

трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

Лист № 9

Всего листов 10

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»;

по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения

цепей. Методика выполнения измерений»;

счетчика Альфа А1800 – в соответствии с документом «Счетчики электрической

энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018

МП» утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

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

данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденным ГЦИ

СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.,

ИВКАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп)–всоответствиисдокументом

ЕМНК.466454.005.МП «Комплексыизмерительно-вычислительныеАИИС КУЭЕНЭС

(Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденным ФГУ

«Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

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

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С,

дискретность0,1 °С; диапазонизмеренийотносительнойвлажностиот10 до 100%, дискретность0,1%.

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) ПС 500 кВ «Курдюм», свидетельство об

аттестации методики измерений № 01.00225/206-394-13 от 05.11.2013 г.

системе

учета

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Курдюм»

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

положения»,

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

технические 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.

Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии

классов точности 0,2S и 0,5S»,

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частныетребования. Часть 23.Статические счетчики реактивной

энергии»,

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

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»,

Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУ) ПС 500 кВ «Курдюм», свидетельство об

аттестации методики измерений № 01.00225/206-394-13 от 05.11.2013 г.

Лист № 10

Всего листов 10

регулирования

Рекомендации по областям применения в сфере государственного

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ООО «Прогресс Энерго»

Юридический адрес: 121374, Россия, г. Москва, ул. Красных Зорь, д. 21, стр. 1

Почтовый адрес: 107023, Россия, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 14, стр. 4

Заявитель

ООО «ЕвроМетрология»

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

г. Люберцы, ул. Красная, д. 4.

Тел. +7 (926) 786-90-40

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;

E-mail:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в

целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.

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