Приложение к свидетельству № 53385
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1872 от 05.09.2017 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская» (далее по тексту – АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного
управления энергопотреблением на ПС 330 кВ «Старорусская» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту
– ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН)
по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту – Сч или
Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и в части
реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по
тексту – ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту –
УСПД) RTU-325 (Рег. № 37288-08), коммутационное оборудование;
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК).
Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая
Компания Единой Энергетической Системы» – МЭС Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС»
– МЭС Северо-Запада) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (далее по тексту – ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных;
устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированные
рабочие места (далее по тексту – АРМ) на базе персональго компьтера (далее по тексту – ПК);
каналообразующую аппаратуры; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются
соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые
усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за
период значениям активной и полной мощности.
Лист № 2
Всего листов 10
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной
информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов
измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного
времени (далее по тексту – УССВ) со встроенным GPS-приемником, обеспечивающем
синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов
сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция
проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±1 с. Часы
счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция
часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по
оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ±0,5 с,а с учетом температурной
составляющей – ±1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журнал событий счетчика электроэнергии отражает время и дату коррекции времени и
фиксирует время до и после коррекции.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту – ПО)
«АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных,
получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в
удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с
правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,
обеспечиваемое программными средствами.
Идентификацион-
ное наименование
файла ПО
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифи-
катора ПО
amrserver.exe
amrс.exe
amra.exe
cdbora2.dll
encryptdll.dll
alphamess.dll
MD5
4
5
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
Цифровой
Идентифика-Номер версииидентификатор ПО
ционное (идентифика- (контрольная
наименованиеционный номер)сумма
ПО ПО исполняемого
кода)
123
e357189aea0466e98b
0221dee68d1e12
745dc940a67cfeb3a1
b6f5e4b17ab436
ed44f810b77a6782ab
daa6789b8c90b9
«АльфаЦЕНТР»v. 11.07.01.01
0ad7e99fa26724e651
02e215750c655a
0939ce05295fbcbbba
400eeae8d0572c
b8c331abb5e3444417
0eee9317d635cd
Лист № 3
Всего листов 10
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3,
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Диспетчерское
наименование точки
учёта
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК
№
ИИК
электрической
ТрансформаторТрансформатор
Счётчик
ИВКЭ
тока напряжения
энергии
(УСПД)
Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
Зав. № 8683; 8590;
8684
Кт = 0,5
61459; 61474
4
Кт = 0,2S/0,5
Зав. №
01047609
ПС 330 кВ
Старорусская -
обко, Ко
росты
ЗМ 110Б
6422
Кт = 0,5
Ктт =
Зав. № 61483;
61486; 61480
Зав.№ 8612Зав. №
RTU-325
Зав. №
Рег.
№ 37288-08
Ктт = 1000/1
Кт = 0,5
Ктт =
Зав. № 61483;
61486; 61480
тарорусскаяЗав. №
RTU-325
Зав. №
Рег.
№ 37288-08
ПС 330 кВ
Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
8669
Рег. № 26422-04
Ф110-83
4
Кт = 0,2S/0,5
Зав. № 8608; 8653;Зав. №
01100390
Рег. № 16666-97
123456
ПС 330 кВ
ТФЗМ 110Б-IV У1
НКФ110-83У1
EA02RA
L-
P3С-
RTU-325
«Старорусская», Ктт = Зав. №
1ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3)000650
Старорусская - Русса, Зав. № 61491; Рег.
Л.Старорусская
Рег. № 26422
-
04
Рег. № 1188-84
Рег. № 16666
-
97
№ 37288-08
«Старорусская»,
ТФ
Кт = 0,2
-
IV
НКФ110-83У1
EA02RAL-P3С-
ВЛ 110 кВКтт = 1000/14
2
Шимск с отпай
к
ами
Зав.№ 8682
(110000/√3)/(100/√3)
Кт = 0,2S/0,5
000650
на ПС Вороново, Зав.№ 11322 01047612
Сол
Л.Шимская-1
нь,
№ 2
Рег.
-04
Рег. №
1188
-
84
Рег. № 16666-97
ПС 330 кВ ТФЗМ 110Б-IV У1
НКФ110-83У1
EA02RAL-P3С-
«Старорусская»,Кт = 0,24
3
С
В
Л 110
к
В
-Зав. № 8659; 8632;
(110000/√3)/(100/√3)
К
т
= 0,2S/0,5
000650
Медниково, 864401050160
Л.МедниковскаяРег. № 26422-04
Рег. № 1188
-
84
Рег. № 16666-97
«Старорусская»,
ТФЗМ 110Б-
I
V У1
Н
К
Кт = 0,5
У1
EA02R
A
L-P4В-
RTU-325
ВЛ 110 кВ Пола -Ктт =Зав. №
4Старорусская с (110000/√3)/(100/√3)000650
отпайкой наЗав. № 61491;Рег.
ПС Парфино,61459; 61474№ 37288-08
Л.Парфинская-1 Рег. № 1188-84
Лист № 4
Всего листов 10
5
ПС 330 кВ
«Старорусская»,
ВЛ 110 кВ
Старорусская -
Залучье,
Л.Залучская-1
6
ПС 330 кВ
«Старорусская»,
ОРУ 110 кВ
ОВ-110 кВ
7
ПС 330 кВ
«Старорусская»,
ЗРУ 10 кВ
ТСН-4 0,4 кВ
8
ПС 330 кВ
«Старорусская»,
ЗРУ 10 кВ
ТСН-1 0,4 кВ
Продолжение таблицы 2
123456
Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
8676
Кт = 0,5
Зав. № 61491;
61459; 61474
4
Зав. №
97
Рег.
ТФЗМ 110Б-IV У1
Кт = 0,2
Ктт = 1000/1
Зав. № 8679; 8633;
8642
Рег. № 26422-04
Кт = 0,5
-
P4В-4
Зав. №
01126580
Рег. № 16666-
ТФЗМ 110Б-IV У1
НКФ110-83У1EA02R
A
L-P4В-
RTU-325
Ктт = Кт = 0,2S/0,5 Зав. №
За
в
. №
8692; 8680;
(110000/√3)/(100/√3)
01100392
000650
Рег. № 26422-04
Рег. № 1188
-
84
Рег. № 16666- № 37288
-
08
НКФ110-83У1EA02RAL-P3С-
Кт = 0,5 4 RTU-325
Ктт = Кт = 0,2S/0,5 Зав. №
(110000/√3)/(100/√3)Зав. №000650
Зав. № 61483; 01050158 Рег.
61486; 61480Рег. № 16666- № 37288-08
Рег. № 1188-84 97
ТШ-0,66
EA02RAL-
RTU-325
Зав. №
-
P4B-4
Кт = 0,2S/0,5
Зав. №
01126672
Рег. № 16666-
К
т
т
= 1500/5
Кт = 0,2S/0,5
000650
Зав. № 29803; Рег.
73882; 45279№ 37288-
Рег. № 22657-02
97
08
Т-0,66
EA02R
A
L-
RTU-325
Кт = 0,5 Зав. №
Ктт = 1500/5000650
Зав. № 46610; Рег.
86451; 86450№ 37288-
Рег. № 22656-02
97
08
Примечания:
1.Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская» как его
неотъемлемая часть.
2.Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 –
активная, реактивная.
Лист № 5
Всего листов 10
1 – 3, 6
(Сч. 0,2S; ТТ 0,2;
ТН 0,5)
4 – 5
(Сч. 0,5S; ТТ 0,2;
ТН 0,5)
7
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5)
8
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5)
1 – 3, 6
(Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН
0,5)
4 – 5
(Сч. 1,0; ТТ 0,2; ТН
0,5)
7
(Сч. 1,0; ТТ 0,5)
8
(Сч. 0,5; ТТ 0,5)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в нормальных условиях
Номер ИИКcosφ
эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
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-
1,0-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
I
5%
£
I
изм
<I
20%
±1,1
±1,2
±1,4
±1,6
±2,3
±1,2
±1,3
±1,5
±1,8
±2,5
±1,7
±2,3
±2,8
±3,5
±5,4
±1,7
±2,2
±2,7
±3,4
±5,3
I
20%
£
I
изм
<I
100%
±0,8
±0,9
±1,0
±1,1
±1,6
±0,9
±1,0
±1,1
±1,3
±1,7
±1,0
±1,2
±1,5
±1,8
±2,7
±0,9
±1,1
±1,4
±1,7
±2,6
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
±0,7
±0,8
±0,9
±1,0
±1,4
±0,9
±0,9
±1,0
±1,2
±1,5
±0,8
±0,9
±1,1
±1,3
±1,9
±0,6
±0,8
±0,9
±1,2
±1,8
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивной электрической энергии в нормальных
Номер ИИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
I
5%
£
I
изм
<I
20%
I
20%
£
I
изм
<I
100%
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
0,9-±2,8±1,9±1,7
0,8-±2,0±1,4±1,3
0,7-±1,7±1,2±1,1
0,5-±1,4±1,0±0,9
0,9-±3,3±2,2±2,0
0,8-±2,5±1,7±1,6
0,7-±2,2±1,6±1,5
0,5-±1,9±1,4±1,3
0,9-±6,5±3,3±2,3
0,8-±4,5±2,4±1,8
0,7-±3,6±2,0±1,5
0,5-±2,8±1,6±1,3
0,9-±6,2±3,1±2,1
0,8-±4,3±2,2±1,5
0,7-±3,4±1,7±1,2
0,5-±2,5±1,3±1,0
Лист № 6
Всего листов 10
Номер ИИК
1 – 3, 6
(Сч. 0,5; ТТ 0,2;
ТН 0,5)
4 – 5
(Сч. 1,0; ТТ 0,2;
ТН 0,5)
7
(Сч. 1,0; ТТ 0,5)
8
(Сч. 0,5; ТТ 0,5)
Продолжение таблицы 3
Номер ИИКcosφ
1,0
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
I
5%
£
I
изм
<I
20%
I
20%
£
I
изм
<I
100%
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
-±1,2±1,0±0,9
1 – 3, 6
(Сч. 0,2S; ТТ 0,2;
ТН 0,5)
4 – 5
(Сч. 0,5S; ТТ 0,2;
ТН 0,5)
7
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5)
8
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5)
0,9-±1,3±1,0±1,0
0,8-±1,5±1,1±1,1
0,7-±1,7±1,3±1,2
0,5-±2,4±1,7±1,6
1,0-±1,7±1,5±1,5
0,9-±1,8±1,6±1,5
0,8-±2,0±1,6±1,6
0,7-±2,2±1,8±1,7
0,5-±2,9±2,1±2,0
1,0-±2,1±1,5±1,4
0,9-±2,6±1,7±1,5
0,8-±3,1±1,9±1,6
0,7-±3,7±2,2±1,8
0,5-±5,6±3,0±2,3
1,0-±1,8±1,0±0,8
0,9-±2,2±1,2±1,0
0,8-±2,8±1,5±1,1
0,7-±3,4±1,8±1,3
0,5-±5,3±2,7±1,9
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
cosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
I
5%
£
I
изм
<I
20%
I
20%
£
I
изм
<I
100%
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
0,9-±3,1±2,1±1,9
0,8-±2,3±1,6±1,5
0,7-±2,0±1,4±1,3
0,5-±1,8±1,3±1,2
0,9-±4,3±2,8±2,5
0,8-±3,5±2,4±2,2
0,7-±3,1±2,2±2,1
0,5-±2,8±2,1±2,0
0,9-±7,0±3,7±2,8
0,8-±5,1±2,9±2,3
0,7-±4,3±2,5±2,2
0,5-±3,5±2,2±2,0
0,9-±6,4±3,2±2,3
0,8-±4,4±2,3±1,7
0,7-±3,5±1,9±1,4
0,5-±2,7±1,5±1,2
Лист № 7
Всего листов 10
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 погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
от 90 до 110
от 1(5) до 120
(50±0,4)
от -30 до +35
от +10 до +30
от +10 до +30
50000
48
45
5
45
3
Значение
8
от 99 до 101
от 100 до 120
(50±0,15)
от +21 до +25
100000
1
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков, °С
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
ИВК:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-
резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
Лист № 8
Всего листов 10
-
в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счетчиков;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД.
-
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчиках;
-
пароль на УСПД;
-
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
EA02RAL-P3С-4
4
EA02RAL-P4B-4
4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование СИ
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Тип
ТФЗМ 110Б
ТФНД-110М
ТШ-0,66
Т-0,66
НКФ-110-83
Кол-во, шт.
17
1
3
3
6
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
Методика поверки
Паспорт – формуляр
RTU-325
1749/500-2013
АУВП.411711.ФСК.020.09.ПС-ФО
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП1749/500-2013«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС330кВ «Старорусская». Методикаповерки», утвержденномуГЦИСИ
ФБУ «Ростест-Москва» 17.09.2013 г.
Лист № 9
Всего листов 10
Основные средства поверки:
-
для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
-
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005
«Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
для УСПД RTU-325 – по документу «Устройства сбора и передачи данных
серии RTU -325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.»,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
для счетчиков ЕвроАЛЬФА – по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ
ФГУ «Ростест-Москва» в 2003г.;
-
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 с
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и
падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком
– по МИ 3000-2006.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью
.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство
о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская». Свидетельство об
аттестации методики измерений 01.00252/078-2013 от 17.09.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 330 кВ «Старорусская»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Открытоеакционерноеобщество«ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной
энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС»)
Юридический адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Лист № 10
Всего листов 10
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр
«ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)
Юридический адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Телефон: +7 (495) 620-08-38
Факс: +7 (495) 620-08-48
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 г.
научно-
средств
В части вносимых изменений
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, 46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
E-mail:
Web-сайт:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.