Приложение к свидетельству № 63300
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УТСК» Тюменские Тепловые
Сети
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УТСК» Тюменские Тепловые Сети (далее по
тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии,
сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным
организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную
систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя
следующие уровни:
Первый уровень – измерительно-информационный комплекс, включающий в себя
измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН), измерительные
трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), многофункциональные счетчики активной и
реактивной электрической энергии (далее по тексту – Счетчики) и вторичные измерительные
цепи.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту –
ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера HP Proliant DL20 с установленным
серверным программным обеспечением ПО "Энергосфера", устройство синхронизации
системного времени УСВ-3 (госреестр № 51644-12), автоматизированные рабочие места
(АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных
средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и
нарастающим итогом на начало расчетного периода;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор
привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений
электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств
измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств
измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной
защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа;
- обработка, формирование и передача результатов измерений в ХML-формате по
электронной почте ОАО «АТС» и внешним организациям с электронной подписью;
- предоставление дистанционного доступа к результатам измерений, данным о
состоянии средств измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы
оптового рынка электроэнерии и мощности;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
Лист № 2
Всего листов 9
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС
КУЭ) при выполнении измерений количества активной и реактивной электрической энергии
и формирования данных о состоянии средств измерений;
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Принцип действия:
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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на trial сервера ИВК
осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных
данных посредством сети Ethernet (счетчик – каналообразующая аппаратура – сервер ИВК)
и/или сотовой GSM связи (GPRS соединение).
На верхнем – втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение
поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие
места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с
результатами измерений в формате ХМL. Результаты измерений по электронной почте
передаются ОАО «АТС» и внешним организациям; электронный документ с результатами
измерений подписывается электронной подписью на почтовом сервере в корпоративной
вычислительной сети ОАО «Фортум» ответственным сотрудником исполнительного
аппарата ОАО «Фортум». Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в
измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК,
поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени типа УСВ-3. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений
времени,имеетнормированныеметрологическиехарактеристикииобеспечивает
синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений
используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-3 происходит каждый
час. Ход часов сервера ИВК не превышает ± 1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем
1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером ИВК.
Коррекцияосуществляетсяприобнаружениирассогласованияболеечемна
± 2 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в
журналах событий счетчика и сервера ИВК.
Ход ч
а
сов
ком
п
о
н
е
н
тов АИ
И
С
КУ
Э
н
е
п
ре
в
ы
шает
±
5 с/
сут
.
Лист № 3
Всего листов 9
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту – ПО) АИИС КУЭ входит ПО
счетчиков, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «Энергосфера».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование ПО ПО «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО (MD5)CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Другие идентификационные данные pso_metr.dll
Граница интервала допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по
электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации,
поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Границы интервалов допускаемых относительных погрешностей по активной и
реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от
способов передачи измерительной информации и определяются классами точности
применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и
преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации
приведены в таблице 3.
Сервер
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,5S/1,0
Госреестр
№ 36697-12
HP Proliant
DL20
электрической
6
№ 8913-82
№ 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,5S/1,0
Госреестр
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Состав измерительных каналов
№ ИК Наименование ИК Трансформатор Трансформатор
Счётчик
тока напряжения
энергии
12345
ТВК-10 НТМИ-10-66У3
ТП 10/6 кВ ПНС-5,кл.т 0,5кл.т 0,5
1РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ,Ктт = 300/5Ктн = 10000/100
яч. № 5ГосреестрГосреестр
№ 36697-12
№ 1856-63
№ 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,5S/1,0
Госреестр
ТВЛМ-10НТМИ-10-66У3
ТП 10/6 кВ ПНС-5,кл.т 0,5 кл.т 0,5
7РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ,Ктт = 150/5Ктн = 10000/100
яч. № 7ГосреестрГосреестр
№ 36697-12
ТВЛМ-10НТМИ-10-66У3
ТП 10/6 кВ ПНС-5,кл.т 0,5 кл.т 0,5
2РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ,Ктт = 300/5Ктн = 10000/100
яч. № 4 Госреестр Госреестр
№ 1856-63№ 831-69
Лист № 4
Всего листов 9
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,5S/1,0
Госреестр
№ 36697-12
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,5S/1,0
Госреестр
№ 36697-12
Продолжение таблицы 2
12
ТП 10/6 кВ ПНС-5,
8РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ,
яч. № 10
кл.т 0,5
№ 831-69
Госреестр
456
НТМИ-10-66У3
СЭТ-4ТМ.03М
Ктн = 10000/100
кл.т
0,5S/1,0
Госреестр
№ 36697-12
ПС 220/110/10 кВ
3
"Ожогино", РУ-10 кВ,
3 СШ 10 кВ, яч. № 31
кл.т 0,5
№ 20186-05
Госреестр
НАМИ-10-95УХЛ2
СЭТ-4ТМ.03
Ктн = 10000/100
кл.т 0,5S/1,0
Госреестр
№ 27524-04
ТП-420 10/6 кВ (ПНС-1),
4
РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ,
яч. № 1
кл.т 0,5
№ 831-53
Госреестр
Н
Т
МИ-10
СЭТ-4ТМ.03М
Ктн = 10000/100
кл.т 0,5S/1,0
Госреестр
№
36697-12
ТП-420 10/6 кВ (ПНС-1),
5
РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ,
яч. № 8
кл.т 0,5
№ 831-53
Госреестр
ТП-420 10/6 кВ (ПНС-1),
6
РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ,
яч. № 5
кл.т 0,5
№ 831-53
Госреестр
Н
Т
МИ-10
СЭТ-4ТМ.03М
Ктн = 10000/100
кл.т 0,5S/1,0
Госреестр
№
36697-12
ПНС-3,
9
ВРУ-0.4 кВ, 2 СШ 0.4 кВ,
1 ЩСУ, пан. 7
ПНС-3,
10
ВРУ-0.4 кВ, 1 СШ 0.4 кВ,
1 ЩСУ, пан. 3
3
ТЛК-СТ
кл.т 0,5S
Ктт = 300/5
Госреестр
№ 58720-14
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т 0,5S
Ктт = 400/5
Госреестр
№ 32139-06
ТПОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Госреестр
№ 1261-59
ТПОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Госреестр
№ 1261-59
ТПОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Госреестр
№ 1261-59
ТТИ
кл.т 0,5
Ктт = 800/5
Госреестр
№ 28139-07
ТТИ
кл.т 0,5
Ктт = 800/5
Госреестр
№ 28139-07
Н
Т
МИ-10
СЭТ-4ТМ.03М
Ктн = trial/100
кл.т 0,5S/1,0
HP Proliant
Госреестр
№
36697-12
DL20
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Границы интервалов допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих
Но
м
ер
И
Кco
sφ
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%
1,0-
1, 2, 4 – 7
0,9
-
(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; 0,8 -
ТН 0,5)
0,7 -
0,5-
±2,2±1,7±1,5
±2,6±1,8±1,7
±3,2±2,1±1,8
±3,8±2,4±2,0
±5,7±3,3±2,6
Лист № 5
Всего листов 9
3, 8
(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S;
ТН 0,5)
3, 8
(Счетчик 1,0; ТТ 0,5S;
ТН 0,5)
9, 10,
(Счетчик 1,0; ТТ 0,5)
Продолжение таблицы 3
1
9, 10,
(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)
234
1,0 ±2,4 ±1,7
0,9 ±2,8 ±1,9
0,8 ±3,3 ±2,1
0,7 ±3,9 ±2,5
0,5 ±5,7 ±3,4
1,0- ±2,1
0,9- ±2,6
0,8- ±3,1
0,7- ±3,7
0,5-±5,6
5 6
±1,5 ±1,5
±1,7 ±1,7
±1,8 ±1,8
±2,0 ±2,0
±2,6 ±2,6
±1,5 ±1,4
±1,7 ±1,5
±1,9 ±1,6
±2,2 ±1,8
±3,0±2,3
Границы интервалов допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении реактивной электрической энергии в
Номер ИКcosφ
рабо
чи
х у
с
л
о
в
и
ях
э
к
с
п
л
уа
та
ци
и
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, 4 – 7
(Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН
0,5)
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
0,9 ±7,4
0,8 ±5,7
0,7 ±5,0
0,5 ±4,4
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
±7,4±5,2±4,2
±5,7±4,1±3,8
±5,0±3,8±3,6
±4,4±3,5±3,4
±5,2±4,6±4,2
±4,5±3,8±3,8
±4,2±3,6±3,6
±3,9±3,4±3,4
±7,3±5,0±4,0
±5,6±3,9±3,6
±4,9±3,7±3,5
±4,3±3,4±3,3
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 ХарактеристикиотносительнойпогрешностиИКданыдляизмерения
электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы
интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации, используемые для расчета таблицы 3:
-
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
-
сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
-
температура окружающей среды: от 15 до 25
°
С.
5 Рабочие условия эксплуатации, используемые для расчета таблицы 3:
-
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
-
сила тока от 0,05·Iном до 1,2·Iном для ИК № 1, 4 - 10 и от 0,01·Iном до 1,2·Iном
для ИК № 2, 3;
температура окружающей среды:
Лист № 6
Всего листов 9
-
для счетчиков от + 10 до + 35
°
С;
-
для трансформаторов тока по, ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6 ТрансформаторытокасоответствуютГОСТ7746-2001,трансформаторы
напряжения соответствуют ГОСТ 1983-2001, счетчики соответствуют ГОСТ Р 52323-2005 в
режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения
реактивной электроэнергии.
7 Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные
утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт
хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 –
активная, реактивная.
9 Уменьшение количества измерительных каналов не оказывает влияния на
метрологические характеристики АИИС КУЭ в целом, не требует внесений изменений в
документацию, оформляется техническим решением путем их учета в технических актах
(ТА) предприятия-владельца АИИС КУЭ.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) –
среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;
-
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) – среднее
время наработки на отказ не менее 90000 часов;
-
устройство синхронизации времени УСВ-3 – среднее время наработки на отказ
не менее 45000 часов;
-
ИВК – среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
-
для счетчиков электрической энергии Тв ≤ 72 часа;
-
для сервера Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
-
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства
для пломбирования;
-
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены
механическими пломбами;
-
наличиезащитынапрограммномуровне–возможностьустановки
многоуровневых паролей на счетчиках, сервере ИВК;
-
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает
идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
-
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков времени и даты следующих событий:
-
фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;
-
фактов пропадания напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания
и восстановления напряжения;
-
формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам
автоматической самодиагностики;
-
перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и
восстановления;
-
фактов коррекции шкалы времени.
Ведение журнала событий ИВК с фиксацией следующих событий:
-
изменение значений результатов измерений;
Лист № 7
Всего листов 9
-
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
-
факт и величина синхронизации (коррекции) шкалы времени;
-
пропадание питания;
-
замена счетчика;
-
полученные «Журналы событий» от ИК.
Возможность коррекции шкалы времени в:
-
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) –
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – составляет 114 суток;
сохранность данных при отключении питания – не менее 40 лет;
-
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) –
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – составляет 113,7 суток;
сохранность данных при отключении питания – не менее 40 лет;
-
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Наименование
Тип
СЭТ-4ТМ.03М
9
СЭТ-4ТМ.03
1
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Количество
шт.
ТВК-10
ТВЛМ-10
ТЛК-СТ
ТОЛ-СЭЩ-10
ТПОЛ-10
ТТИ
НТМИ-10-66У3
НАМИ-10-95УХЛ2
НТМИ-10
2
4
2
2
6
6
2
1
2
1 Трансформатор тока
2 Трансформатор тока
3 Трансформатор тока
4 Трансформатор тока
5 Трансформатор тока
6 Трансформатор тока
7 Трансформатор напряжения
8 Трансформатор напряжения
9 Трансформатор напряжения
10 Счетчик электрической энергии
многофункциональный
11 Счетчик электрической энергии
многофункциональный
12 Сервер ИВК
13 ПО (комплект)
14 УССВ
15 Паспорт – формуляр
HP Proliant DL20
ПО «Энергосфера»
УСВ-3
12852430.АЭР.021.ФО
1
1
1
1
Лист № 8
Всего листов 9
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные
информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая
методика поверки». Идентификационные данные программного обеспечения сервера ИВК
указаны в Паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
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 счётчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) – по
документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М.
Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1,
утверждённому ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
-
для счётчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) – по
документу «Методика поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющемуся приложением к
руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, утверждённому ГЦИ СИ ФГУ
«Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
-
для устройства синхронизации времени УСВ-3 – по документу «Инструкция.
Устройство синхронизациивремени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП»,
утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы «ГЛОНАСС»/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.
-
термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от - 40 до + 50°С, цена
деления 1°С.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений
количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала
АО «УТСК» Тюменские Тепловые Сети. Свидетельство об аттестации методики (методов)
измерений 1932/550-01-0029-2016 от 14.05.2016 г.
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистеме
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УТСК» Тюменские Тепловые Сети
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
Лист № 9
Всего листов 9
ГОСТ34.601-90«Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
Изготовитель
ООО «Агентство энергетических решений»
ИНН 7722771911
Юридический адрес: 111116, г. Москва, ул. Лефортовский вал, д. 7Г, стр. 5
Телефон: (499) 681-15-52
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31
Телефон: (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA. RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.
«____»_____________2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.