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
ТФЗМ-110Б-ШУ1
ТФЗМ-110Б-ШУ1
НКФ-110-83У1
НКФ-110-83У1
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
ТФЗМ-110Б-1У1
ТФЗМ-110Б-1У1
НАМИ 110 УХЛ1
НАМИ 110 УХЛ1
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
ТФЗМ-110Б-1У1
ТФЗМ-110Б-1У1
НАМИ 110 УХЛ1
НАМИ 110 УХЛ1
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
ТВ-110-IX-УХЛ1
ТВ-110-IX-УХЛ1
НАМИ 110 УХЛ1
НАМИ 110 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
ТВ-110-IX-УХЛ1
ТВ-110-IX-УХЛ1
НАМИ 110 УХЛ1
НАМИ 110 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
ТВ-110-IX-УХЛ1
ТВ-110-IX-УХЛ1
НАМИ 110 УХЛ1
НАМИ 110 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
Таблица3Комплектностьсистемыавтоматизированной
измерительной коммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
энергосбытовая компания».
1
Наименование
Количество,
шт.
17
6
15
3
9
9
1
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
1
1
1
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»;
-
трансформаторовнапряжениявсоответствиисГОСТ8.216-2011
«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