ГРСИ 58774-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоСервис" (ОАО "Ковровский электромеханический завод") Нет данных. Поверка

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
58775-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоСервис" (ОАО "Ковровский электромеханический завод") Нет данных, ГРСИ 58774-14

Смотреть ГРСИ
58773-14

Номер госреестра:

58774-14

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО ИТЦ "Смарт Инжиниринг", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 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 № 57122

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский

электромеханический завод»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханический

завод») (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электро-

энергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения, фор-

мирования отчётных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные транс-

форматоры напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной

электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной элек-

троэнергии; по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электро-

энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ при-

ведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее – УСПД), канало-

образующую аппаратуру и специализированное программное обеспечение (далее – ПО).

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер баз данных (далее – сервер), устройство синхронизации системного времени УСВ-3, ка-

налообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислитель-

ной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места пер-

сонала (АРМ) и специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

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

ответствующие 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 пе-

риод 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 зна-

чение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК 1-12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи ин-

терфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной ин-

формации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на ко-

эффициенты трансформации ТТ и ТН), сбор, хранение результатов измерений и их передача на

Лист № 2

Всего листов 9

верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM, а также отображение ин-

формации по подключенным к УСПД устройствам.

Для ИК 13 цифровой сигнал с выхода счётчика по проводным линиям связи интерфей-

са RS-485 поступает на входы GSM-модема, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM

непосредственно на верхний уровень системы, где производится перевод в именованные вели-

чины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН.

На третьем – верхнем уровне системы производится дальнейшая обработка измери-

тельной информации, сбор и хранение результатов измерений, оформление отчётных докумен-

тов. Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие

смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в

виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления

результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО

ЕЭС» и смежным субъектам» 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 охватывает

уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени

УСВ-3, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от

ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного по-

ложения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC (SU) ± 100 мкс.

Часы сервера синхронизированы с УСВ-3, коррекция часов сервера осуществляется при расхо-

ждении ± 2 с. Сравнение показаний часов УСПД и сервера происходит при каждом сеансе свя-зи,

но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и сервера осуществляется при

обнаружении расхождения на величину более чем ± 1 с. Абсолютная погрешность измерения

текущего времени, измеряемого УСПД (системное время) в сутки не более ± 1 с.

Сличение показаний часов счетчиков и УСПД (для ИК № 13 – сервера) производится

во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуще-

ствляется при расхождении с часами УСПД (для ИК № 13 – сервера) на величину более чем

± 1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата,

часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

нование

про-

грамм-

ного

программного

модуля (иден-

тификационное

наименование

Номер вер-

сии про-

граммного

обеспече-

кода)

вычисления

цифрового

идентифи-

катора про-

ПО

«Альфа

ЦЕНТР»

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханический завод»)

используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в

соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирова-

ние данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наиме-Наименование

Цифровой иденти-

Алгоритм

фикатор программ-

Наименова-ного обеспечения

ние файла (контрольная сум-

обе

пе-програ

мм

ного

ни

ма исполняемого

гра

мм

ного

чения обеспечения) обеспечения

123456

Программа –

планировщик79143bc0e285e95dc

опроса и пере- 0f9b0a041d4ac8a

дачи данных

Amrserver.exe14.02.01.02MD5

Лист № 3

Всего листов 9

Amrc.exe

bf83e550c4c6e8a026

6b01f812b0a038

Ameta.exe

0f986e4acd0696470

ee4fe27178dbe9a

Cdbora2.dll

Encryptdll.dll

0939ce05295fbcbbb

a400eeae8d0572c

Alphamess.dll

14.02.01.02

b8c331abb5e344441

70eee9317d635cd

MD5

с БД

b9b16613629584422

62f0cabd45f9c08

ПО

Окончание таблицы 1

Драйвер ручно-

го опроса счет-

чиков и УСПД

Драйвер автома-

тического опро-

са счетчиков и

УСПД

фа

Драйвер работы

ЦЕНТР»

Библиотека

шифрования па-

роля счетчиков

Библиотека со-

общений плани-

ровщика опро-

сов

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2,

нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий»

в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в

таблице 2

Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Метрологические

Номер точки

измерений

элек-

греш-

ность в

Состав измерительного канала

характеристики ИК

Наименование

Вид

Основ-

Погреш-

точки измерений

ТТТНСчетчикУСПДтроэнер

ная

о-

рабочих

гии

ность, %

условиях,

600/5

яч.6470810130691

Кл.т. 0,5ная± 1,1± 3,0

2600/5

яч.648101308

Зав. № 42375тивная

Кл.т. 0,5ная± 1,1± 3,0

600/5

УХЛ2

Кл.т. 0,5

6000/100

ПС "Южная"СЭТ-4ТМ.03

яч.649100803

Зав. № 42238тивная

123456789

ПС "Южная"

ПОЛ

-1

СЭТ-4ТМ.03М

ктив

110/6 кВ, РУ-6Кл.т. 0,2S/0,5

кВ, I с.ш. - 6 к

Зав. № 36956

ав. №

реак-± 2,3± 4,8

Зав. № 36985 тивная

ПС "Южная"

ТПОЛ

НАМИ-10-95

СЭТ-4ТМ.03М

ак

110/6 кВ, РУ-6 Кл.т. 0,2S/0,5

кВ, I с.ш. - 6 к

Зав. № 36973

Зав. № 4403

08З

ав. №

реак- ± 2,3 ± 4,8

ТПОЛ-10 актив-

110/6 кВ, РУ-6

Кл

.т. 0,5

Кл.т. 0,2S/0,5

ая

кВ, I с.ш. - 6 к

Зав. № 42452

Зав. №

реак- ± 2,3 ± 4,6

600/5

яч.661101309

Зав № 4636тивная

Кл.т. 0,5ная± 1,0± 2,9

5600/5

яч.662101354

Кл.т. 0,5ная

Зав. № 598тивная

± 1,0± 2,9

600/5

Зав. № 60

Зав. № б/нреак-

Кл.т. 0,5ная± 1,0± 2,9

± 2,0± 4,7

600/5

ПС "Южная"СЭТ-4ТМ.03

В, III с.ш. -Зав. №

Зав. № б/нтивная

8600/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 2393

В, III с.ш. -Зав. №

Кл.т. 0,5ная

Зав. № б/нтивная

± 1,1± 3,0

ПС "Южная"

ТПОЛ

6000/100

СЭТ-4ТМ.03

ак

110/6 кВ, РУ-6 Кл.т. 0,2S/0,5

кВ,

яч.658

Зав. № б/н

0120070294

реак-± 2,3± 4,6

ТОЛ-10-1-8У2ЗНОЛП-6 У2

ПС "Южная"Кл.т. 0,2SКл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М

110/6 кВ, РУ-6 600/5 6000:√3/100:√3 Кл.т. 0,2S/0,5

кВ, IV с.ш. - 6 Зав. № 15200 Зав. № 3657 Зав. №

кВ, яч.668 Зав. № 15349 Зав. № 3696 0805101680

Зав. № 15353 Зав. № 3705

СИКОН

С70

Зав. №

ПС "Южная"

ТПОЛ

СЭТ-4ТМ.03М

ак

110/6 кВ, РУ-6 Кл.т. 0,2S/0,5

кВ,

I с

ш. -

кВ,

Зав.

№ 22035

08З

ав. №

реак-± 2,0± 4,7

ПС "Южная"

ПОЛ

-1

НАМИ-10 У2 СЭТ-4ТМ.03М

ти

110/6 кВ, РУ-6Кл.т. 0,2Кл.т. 0,2S/0,5

кВ,

I с

ш. -

кВ,

Зав. № б/н

6000/100

08З

ав. №

07347

реак-± 2,0± 4,7

ПС "Южная"

ПОЛ

-1

СЭТ-4ТМ.03М

ктив

110/6 кВ, РУ-6Кл.т. 0,2S/0,5

кВ, II с.ш. - 6 кВ, Зав. №

яч.667

Зав. № б/н

0810135528

тивная

ТПОЛ-10 актив-

110/6

кВ, РУ-6

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2S/0,5

ная ± 1,1 ± 3,0

кВ,

яч.657

Зав. № б/н НТМИ-6-66

0108070504

реак- ± 2,3 ± 4,6

актив-

тивная

ная± 0,9± 1,6

реак-± 1,6± 2,8

Лист № 5

Всего листов 9

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

0805102343

актив-

ная

реак-

тивная

± 0,9± 1,6

± 1,6± 2,8

актив-

ная

± 0,9± 1,6

± 1,6± 2,8

Окончание таблицы 2

ТОЛ-10-1-8У2

ПС "Южная"Кл.т. 0,2S

110/6 кВ, РУ-6400/5

кВ, IV с.ш. - 6 Зав. № 15207

кВ, яч.676 Зав. № 13098

Зав. № 15214

ТОЛ-10-1-8У2

ПС "Южная"Кл.т. 0,2S

110/6 кВ, РУ-6400/5

кВ, IV с.ш. - 6 Зав. № 19120

кВ, яч.677 Зав. № 19020

Зав. № 14637

ТОЛ-10-1-8У2

ПС "Южная"Кл.т. 0,2S

110/6 кВ, РУ-6400/5

кВ, IV с.ш. - 6 Зав. № 14638

кВ, яч.682 Зав. № 14639

Зав. № 13102

ЗНОЛП-6 У2

Кл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М

6000:√3/100:√3 Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 3657Зав. №

Зав. № 3696 0805100974

Зав. № 3705

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

0805100918

± 0,9± 1,6

± 1,6± 2,8

ТПФМ-10

ПС "Ковров"Кл.т. 0,5

110/6 кВ, РУ-6400/5

кВ, яч.619 Зав. № 94002

Зав. № 98118

Зав. № 1046

НТМИ-6

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

Кл.т. 0,5

0610102047

6000/100

Зав. № 8042

реак-

тивная

СИКОН

С70

актив-

Зав. № ная

07347

реак-

тивная

актив-

ная

реак-

тивная

± 1,3± 3,3

± 2,5± 5,7

Примечания:

1Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы

интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4Нормальные условия эксплуатации:

параметры сети: напряжение (0,99 – 1,01) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.;

частота (50 ± 0,15) Гц;

температура окружающей среды: (23±2) °С.

5Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн

; диапазон

силы первичного тока (0,02 – 1,2)Iн

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87);

частота (50 ± 0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн

; диапазон

силывторичноготока(0,01–1,2)Iн

;диапазонкоэффициентамощности

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

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 60 °С;

относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Лист № 6

Всего листов 9

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

6Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02(0,05)∙Iном, cos

= 0,8 инд

и температуры окружающего воздуха в местах расположения счетчиков электрической энергии

0 °С до плюс 40 °С.

7Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД, сервера и УСВ-3 на однотипные

утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт

хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8Всеизмерительныекомпонентысистемыутвержденыивнесеныв

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

–счетчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее 165 000 ча-

сов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

–счетчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов,

среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

–счетчик ПСЧ-4ТМ.05М – среднее время наработки на отказ не менее 140 000 ча-

сов; среднее врем восстановления работоспособности 2 часа;

–УСПД СИКОН С70- среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

–УСВ-3 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 часа;

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 305 167 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 часа.

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-

ка бесперебойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

–журнал счётчика:

–параметрирования;

–пропадания напряжения;

–коррекции времени в счетчике;

–журнал УСПД:

–параметрирования;

–пропадания напряжения;

–коррекции времени в счетчике и УСПД;

–пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

–механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

–электросчётчика;

–промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

–испытательной коробки;

–УСПД;

Лист № 7

Trial

листов 9

–сервера;

–защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

–электросчетчика;

–УСПД;

–сервера.

Возможность коррекции времени в:

–электросчетчиках (функция автоматизирована);

–УСПД (функция автоматизирована);

–сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

–о состоянии средств измерений;

–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 не

менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

–УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по

каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохра-

нение информации при отключении питания – 3 года;

–Сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханический

завод») типографским способом.

онный №

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.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонентаТип компонента

Регистраци-

Количество

ТПОЛ-10

ТОЛ-10-1

ТПФМ-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

НАМИ-10

НТМИ-6-66

ЗНОЛП

НТМИ-6

1261-59 16

15128-0712

814-53 2

20186-05 1

11094-87 1

2611-70 1

23544-07 3

831-53 2

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-129

Лист № 8

Всего листов 9

Окончание таблицы 3

СЭТ-4ТМ.03

27524-043

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-071

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Контроллеры сетевые индустриальные

Устройства синхронизации времени

Методика поверки

Формуляр

Руководство по эксплуатации

СИКОН С70

УСВ-3

—

28822-05 1

51644-12 1

— 1

Поверка

осуществляется по документу МП 58774-14 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоСервис» (ОАО

«Ковровский электромеханический завод»). Измерительные каналы. Методика поверки», ут-

вержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

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

ры 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 электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом

«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Ру-

ководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным

руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

–счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой по-

верки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации

ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

10 сентября 2004 г.;

–СИКОН С 70 – в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустри-

альные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005

году;

–устройства синхронизации времени УСВ-3 – в соответствии с документом «Инст-

рукция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП»,

утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

–радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-

темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений

№ 27008-04;

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

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

–термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от ми-

нус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10

% до 100 %, дискретность 0,1 %.

Лист № 9

Всего листов 9

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энер-

гии с использованием АИИС КУЭ ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханиче-

ский завод»), аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации №01.00225-2011 от

29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «ЭнергоСервис» (ОАО «Ковровский электромеханический завод»)

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

нические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

- при осуществлении торговли.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью ИТЦ «СМАРТ ИНЖИНИРИНГ»

(ООО ИТЦ «СИ»)

Юридический адрес: 117403, г. Москва, ул. Булатниковская, д. 9, корпус 4, офис 7

Почтовый адрес: 117534, г. Москва, а/я 32

Телефон: (925) 44-22-829

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы»

(ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119631, 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

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«____»_____________2014 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
3192-72	Трансформаторы тока	ТВТ-10/13,5; ТВ10-I	Свердловский завод трансформаторов тока (СЗТТ), г.Свердловск (Екатеринбург)	4 года	Перейти
75624-19	Системы автоматизированные контроля и учета энергоресурсов	Квант-Энерго	ОАО "НПП космического приборостроения "Квант", г.Ростов-на-Дону	4 года	Перейти
2902-72	Мутномеры автоматические переносные	М-101	Опытный завод аналитических приборов ПО "Дила", Грузия, г.Гори	Нет данных	Перейти
2578-70	Колориметры-нефелометры	ФЭК-60	ПО "Загорский оптико-механический завод" (ЗОМЗ), г.Сергиев Посад	Нет данных	Перейти
6896-78	Системы хроноамперметрические	СХА-1	Завод измерительных приборов, Беларусь, г.Гомель	Нет данных	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