Untitled document

Приложение к свидетельству № 57689

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ),

предназначенадляизмеренияактивнойиреактивнойэнергии,атакжедля

автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.

Данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень включает измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ),

измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) и счетчики активной и реактивной

электроэнергии, вторичные электрические цепи.

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

ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее – УСПД)

типа СИКОН С70 (Госреестр СИ РФ № 28822-05), СИКОН С10 (Госреестр СИ РФ № 21741-01)

и технических средств приема-передачи данных.

3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) АИИС КУЭ

на базе «ИКМ-Пирамида», сервер баз данных (далее – БД) АИИС КУЭ, устройство

синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (далее –

АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения

прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

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

Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными

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

поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В

счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 период 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

значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на

входы УСПД (для ИК №№ 5, 6 сигнал с выходов счетчиков по каналу GSM поступает

непосредственно на ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее

накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также

отображение информации по подключенным устройствам.

На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка

измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации,

Лист № 2

Всего листов 12

оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–

участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными

сторонами регламентами.

Результаты измерений передаются на сервер ОАО «Тульская энергосбытовая

компания» (ОАО «ТЭК») в виде электронного документа, сформированного посредством

расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со

спецификацией 1.0.

Резервным способом сбора информации от счетчиков является обмен данным с

серверами смежных субъектов:

- сервер ОАО МРСК Центра и Приволжья, филиал «Калугаэнерго»;

- сервер ОАО МРСК Центра и Приволжья, филиал «Тулэнерго».

Данные передаются в формате 80020.

На сервере ОАО «ТЭК» создаются электронные документы, подписанные электронно-

цифровой подписью (ЭЦП). Отправка электронных документов в ОАО «АТС», Филиал

ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ осуществляется с сервера ОАО «ТЭК».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая

формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени

УСВ-2 на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы

позиционирования (GPS). Сличение времени часов ИВК с часами УСВ-2 происходит каждую

секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с.Часы УСПД

синхронизируются от часов ИВК один раз в сутки, коррекция проводится при расхождении

более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД/ИВК с периодичностью

один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и

УСПД/ИВК более чем на ± 1 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

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

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят

программные модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту

программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами

доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,

обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

ПО

«Пирамида

2000»

Метрологический

модуль

Metrology

.dll

не

ниже

1.0.0.0

52e28d7b608799bb3c

cea41b548d2c83

MD5

Наимено-

ПОфайлаПО

идентификатор ПО

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификацион-Наимено-Номер

Цифровой

в

а

ние ПО

ное наименование вание версии

(контрольная сумма

исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2

нормированы с учетом ПО.

Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной

цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014

Лист № 3

Всего листов 12

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2

Таблица 2 – Состав 1-ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК.

Состав 1-го уровня

Номер ИК

Наименование

объекта учета

Заводской

номер

К

ТТ

·К

ТН

·К

СЧ

Наименование измеряемой

величины

Вид энергии

Основная

Погрешность

ИК, ± %

Погрешность ИК в

рабочих условиях

эксплуатации,

± %

ТТ

ТН

34314

1

ПС 91 «Ферзиково» 110/35/10

кВ, ВЛ 110 кВ Шипово-

Ферзиково

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 20175-01

СЭТ 4ТМ.02.2

05030035

132000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Метрологические

характеристики

Вид СИ,

класс точности,

коэффициентОбозначение, тип

трансформации,

№ Госреестра СИ

12

678910

4

АТФЗМ-110Б-1У1

В -

СТФЗМ-110Б-1У1

А НКФ-110-83У1

В НКФ-110-83У1

5

33534

-

33528

34052

33720

3

Кт = 0,5

Ктт = 600/5

№ 2793-71

Кт = 0,5

Ктн =

110000/√3/100/√3

№ 1188-84

СНКФ-110-83У1

Активная1,25,7

Реактивная2,53,4

Лист № 4

Всего листов 12

Счетчик

ТТ

ТН

22575

3

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 20175-01

СЭТ 4ТМ.02.2

08050388

132000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Продолжение таблицы 2

ТТ

4

АТФЗМ-110Б-1У1

ВТФЗМ-110Б-1У1

СТФЗМ-110Б-1У1

А НКФ-110-83У1

В НКФ-110-83У1

5678910

44711

24390

45088

47766

58001

ТН

СНКФ-110-83У1

123

Кт = 0,5

Ктт = 600/5

№ 2793-71

Кт = 0,5

Ктн =

110000/√3/100/√3

2

№ 1188-84

ВЛ-110 кВ Космос-Заокская

132000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

22575

Активная1,15,5

Кт = 0,2S/0,5

Реактивная2,32,7

Ксч = 1 СЭТ 4ТМ.02.2 08050385

№ 20175-01

АТФЗМ-110Б-1У1

ВТФЗМ-110Б-1У1

СТФЗМ-110Б-1У1

А НКФ-110-83У1

В НКФ-110-83У1

24557

24645

24563

47766

58001

Кт = 0,5

Ктт = 600/5

№ 2793-71

Кт = 0,5

Ктн =

110000/√3/100/√3

№ 1188-84

СНКФ-110-83У1

ПС 398 «Космос» 110/35/10 кВ, ПС 398 «Космос» 110/35/10 кВ,

ВЛ-110 кВ Шипово - Космос

Активная1,15,5

Реактивная2,32,7

Лист № 5

Всего листов 12

Счетчик

ТТ

ТН

44847

5

ПС 220/110/10кВ «Протон»,

ВЛ-110 кВ

Протон - Заокская

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 16666-97

EA05RL-Р1В-4

01146008

22000000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Продолжение таблицы 2

ТТ

4

АТФЗМ-110Б-1У1

ВТФЗМ-110Б-1У1

СТФЗМ-110Б-1У1

А НКФ-110-83У1

В НКФ-110-83У1

5678910

24378

24410

25569

47766

58001

ТН

СНКФ-110-83У1

123

Кт = 0,5

Ктт = 600/5

№ 2793-71

Кт = 0,5

Ктн =

110000/√3/100/√3

4

№ 1188-84

ПС 398 «Космос» 110/35/10 кВ,

ОВ-110 кВ

132000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

22575

Активная1,15,5

Кт = 0,2S/0,5

Реактивная2,32,7

Ксч = 1 СЭТ 4ТМ.02.2 08050384

№ 20175-01

АТФЗМ-110Б-ШУ1

ВТФЗМ-110Б-ШУ1

СТФЗМ-110Б-ШУ1

А НКФ-110-83У1

В НКФ-110-83У1

6461

6287

6481

46456

45121

Кт = 0,5

Ктт = 1000/5

№ 2793-71

Кт = 0,5

Ктн =

110000/√3/100/√3

№ 1188-84

СНКФ-110-83У1

Активная1,25,7

Реактивная2,53,4

Лист № 6

Всего листов 12

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 16666-97

EA05RL-Р1В-4

01146013

22000000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

ТТ

ТН

7

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 20175-01

СЭТ 4ТМ.02.2

08050380

132000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Реактивная

ТТ

ТН

8

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 20175-01

СЭТ 4ТМ.02.2

08051849

132000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

5,7

678910

ТТ

ТН

4

ТФЗМ-110Б-ШУ1

НКФ-110-83У1

5

4940

5120

4494

46456

45121

44847

Продолжение таблицы 2

123

Кт = 0,5 А

Ктт = 1000/5 В

№ 2793-71

С

Кт = 0,5 А

Ктн = 110000/√3/100/√3 В

6

№ 1188-84

С

ПС 220/110/10кВ «Протон»

ОВ-110 кВ

Активная1,25,7

Реактивная2,53,4

Кт = 0,5 А

Ктт = 600/5 В

№ 2793-71

С

Кт = 0,5 А

Ктн = 110000/√3/100/√3 В

№ 24218-03

С

ТФЗМ-110Б-1У1

НАМИ 110 УХЛ1

51934

51913

51956

1687

1709

2214

1,15,5

Активная

2,32,7

Кт = 0,5

А

Ктт = 600/5 В

№ 2793-71

С

Кт = 0,5

А

Ктн = 110000/√3/100/√3 В

№ 24218-03

С

ТФЗМ-110Б-1У1

НАМИ 110 УХЛ1

50480

50587

51696

2427

2396

1895

ПС 34 «Шепелево» 110/35/10 ПС 34 «Шепелево» 110/35/10

кВ, ВЛ – 110 кВ Черепеть-кВ, ВЛ – 110 кВ Черепеть-

Шепелево ЮжнаяШепелево Северная

Реактивная2,5

Активная1,2

3,4

Лист № 7

Всего листов 12

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 20175-01

СЭТ 4ТМ.02.2

08050378

88000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

ТТ

ТН

10

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 20175-01

СЭТ 4ТМ.02.2

12020008

88000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Реактивная

ТТ

ТН

11

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 20175-01

СЭТ 4ТМ.02.2

12020050

132000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

5,5

678910

ТТ

ТН

4

ТВ-110-IX-УХЛ1

НАМИ 110 УХЛ1

5

153

152

144

1687

1709

2214

Продолжение таблицы 2

123

Кт = 0,5 А

Ктт = 400/5 В

№ 29255-07

С

Кт = 0,5 А

Ктн = 110000/√3/100/√3 В

9

№ 24218-03

С

Белев 1

Активная1,15,5

Реактивная2,32,7

Кт = 0,5 А

Ктт = 400/5 В

№ 29255-07

С

Кт = 0,5 А

Ктн = 110000/√3/100/√3 В

№ 24218-03

С

ТВ-110-IX-УХЛ1

НАМИ 110 УХЛ1

321

172

347

2427

2396

1895

0

кВ, ВЛ- 110 кВ Шепелево –

Белев 2

1,15,5

Активная

2,32,7

Кт = 0,5

А

Ктт = 600/5В

№ 29255-07

С

Кт = 0,5

А

Ктн = 110000/√3/100/√3 В

№ 24218-03

С

ТВ-110-IX-УХЛ1

НАМИ 110 УХЛ1

167

162

171

1687

1709

2214

ПС 34 «Шепелево» 110/35/10

ПС 34 «Шепелево» 110/35/1

ПС 34 «Шепелево» 110/35/10

кВ, ОВ-110кВкВ, ВЛ 110 кВ Шепелево –

Реактивная2,3

Активная1,1

2,7

Лист № 8

Всего листов 12

1060

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.1

0108070833

14000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная,

W

Q

ТТ

ТН

2140

13

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 20175-01

СЭТ 4ТМ.02.2

08050375

132000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

ТТ

Кт = 0,5S

Ктт = 600/5

№ 29255-07

ТН

2140

14

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 20175-01

СЭТ 4ТМ.02.2

08050374

132000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

4,8

78910

ТТ

56

2805А

2805В

2805С

ТН

Продолжение таблицы 2

123

Кт = 0,5

Ктт = 200/5

№ 44359-10

Кт = 0,5

Ктн = 35000/100

№ 19813-05

4

АТВЭ-35

ВТВЭ-35

СТВЭ-35

А

ВНАМИ-35УХЛ1

С

12

Счетчик

Активная1,25,7

Реактивная2,53,4

АТВ-110-IX-УХЛ1

ВТВ-110-IX-УХЛ1

СТВ-110-IX-УХЛ1

А НАМИ 110 УХЛ1

В НАМИ 110 УХЛ1

2972

170

158

2217

2149

Кт = 0,5S

Ктт = 600/5

№ 29255-07

Кт = 0,5

Ктн =

110000/√3/100/√3

№ 24218-03

СНАМИ 110 УХЛ1

ВЛ 110 кВ Черепеть– АгеевоВЛ 35 кВ Белев -Ульяново

Активная1,14,8

Реактивная2,32,8

А

Т

В-

110-IX

-

УХЛ1

В

Т

В-

110-IX

-

УХЛ1

С

Т

В-

110-IX

-

УХЛ1

А НАМИ 110 УХЛ1

В НАМИ 110 УХЛ1

279

304

349

2217

2149

Кт = 0,5

Ктн =

110000/√3/100/√3

№ 24218-03

СНАМИ 110 УХЛ1

ПС 15 «Агеево» 110/35/10кВ, ПС 15 «Агеево» 110/35/10кВП, С 3 «Белев» 110/35/10 кВ,

ОМВ- 110 кВ

Реактивная2,3

Активная1,1

2,8

Лист № 9

Всего листов 12

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 сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uном; ток (1 - 1,2) Iном, cosφ = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (23 ± 2) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uном; ток (0,02(0,05) - 1,2) Iном;

0,5 инд. ≤ cosφ ≤ 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от

минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 60 °С; для УСПД от минус 10 °С

до 50 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)·Iном, cosφ = 0,5 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии

от 10 до 30 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по

ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной

электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

(см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,

чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт

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

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 –

90000 часов; для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА – не менее 50 000 часов; для счетчиков типа

СЭТ-4ТМ.02 – 90000 часов;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- журналах событий счетчика фиксируются факты:

- попытка несанкционированного доступа;

- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-электросчётчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-ИВК;

-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрирование:

-пароль на счетчике;

Лист № 10

Всего листов 12

разграничение прав доступа к

-пароли на сервере, предусматривающие

измерительным данным для различных групп пользователей;

-ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик

-

глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не

менее 35 суток;

- ИВК – хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

информационно-

ОАО «Тульская

Таблица3–Комплектностьсистемыавтоматизированной

измерительной коммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)

энергосбытовая компания».

1

Наименование

Количество,

шт.

17

6

15

3

9

1

11

2

Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1

Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-ШУ1

Трансформатор тока ТВ-110

Трансформатор тока ТВЭ-35

Трансформатор напряжения НКФ-110-83У1

Трансформатор напряжения НАМИ 110 УХЛ1

Трансформатор напряжения НАМИ-35УХЛ1

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02.2

Счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАЛЬФА

Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70

Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С10

Сервер на базе «ИКМ-Пирамида»

АРМ оператора

Методика поверки

Паспорт формуляр 07.2014.ТЭК-АУ.ФО-ПС

Технорабочий проект 07.2014.ТЭК-АУ.ТРП

4

1

Лист № 11

Всего листов 12

Поверка

осуществляется по документу МП 59710-15 «Система автоматизированная информационно-

измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ОАО«Тульская

энергосбытовая компания». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре

2014 г.

Перечень основных средств поверки:

-

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

тока. Методика поверки»;

-

трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011

«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»; МИ 2925-2005 «ГСИ.

Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на

месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-

по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений

мощностьнагрузкитрансформаторовнапряжения.Методикавыполнения

измерений без отключения цепей»;

-

по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений

вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без

отключения цепей»;

-

для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 – по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся

приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика

поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10

сентября 2004 г.;

-

для счетчиков СЭТ-4ТМ.02 – по документу «Счетчики активной и реактивной

электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02.Руководствопоэксплуатации.ИЛГШ.411152.087РЭ1,раздел

«Методика поверки».методикаповерки согласованаГЦИСИ ФГУ

«Нижегородский ЦСМ»;

-

для счетчиков ЕвроАЛЬФА – по методике поверки с помощью установок МК6800,

МК 6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для

счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;.

-

для СИКОН С70– в соответствии с документом «Контроллеры сетевые

индустриальные СИКОН С70.Методика поверкиВЛСТ 220.00.000И1»

утвержденным ВНИИМС в 2005 году;

-

для СИКОН С10– в соответствии с документом «Контроллеры сетевые

индустриальные СИКОН С10.Методика поверкиВЛСТ 180.00.000И1»

утвержденным ВНИИМС в 2003 году;

-

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

-

термогигрометр CENTER(мод.314):диапазон измеренийтемпературы от

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

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

Сведения о методиках (методах) измерений

Методизмеренийизложенвэксплуатационнойдокументациинасистему

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания».

Лист № 12

Всего листов 12

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания»

ГОСТ 22261-94

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ 34.601-90

ГОСТ Р 8.596-2002

«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия».

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли.

Изготовитель:

Общество с ограниченной ответственностью «ПКФ «Тенинтер» (ООО «ПКФ «Тенинтер»)

Адрес: РФ,109428, г. Москва, пр-кт Рязанский, д. 10, стр.2,пом.VI,комн. 12

тел./факс: (495) 788-48-25/(495) 788-48-25

Испытательный центр

Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-

исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Юридический адрес:

119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

тел./факс: 8(495) 437-55-77

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытании 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.«____»_____________2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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