Приложение к свидетельству № 65429
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная) (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и
передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного
регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную 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
измерительныетрансформаторытока(ТТ)поГОСТ7746-2001,измерительные
трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной
электрической энергии (счётчики) в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р
52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ
приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллеров сетевых
индустриальныхСИКОН С70(регистрационный№28822-05)иканалообразующую
аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в
себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации
времени
УСВ-2(регистрационный№41681-10),автоматизированныерабочиеместа(АРМ),
каналообразующуюаппаратуру, техническиесредствадляорганизациилокальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Лист № 2
Всего листов 11
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи поступает на входы
соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление,
хранение и передача полученных данных на сервер, а также отображение информации
по подключенным к УСПД устройствам.
Измерительная информация из УСПД по основному каналу связи с помощью
SHDSL-модемов поступает на сервер. При отказе основного канала связи измерительная
информация из УСПД поступает на контроллер СИКОН ТС65, и далее резервному каналу
связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM, на сервер. На сервере
осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, в частности вычисление
электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
формированиеихранениеполученныхданных,оформлениеотчётныхдокументов,
отображение информации на АРМ.
Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной
цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) в филиал АО «СО ЕЭС»
Приморское РДУ и ОДУ Востока, а также в другие смежные субъекты ОРЭ, осуществляется
по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020
в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов
измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «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
уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2,
синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени,
получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, корректировка
часов сервера производится независимо от наличия расхождения. Сравнение показаний часов
УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД
производится независимо от наличия расхождения.
Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса
связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов
счётчика и часов УСПД на величину более ±3 с. Передача информации от счётчика
до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых
составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов
счётчика, УСПД и сервера отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень
защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение
журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и
входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, а также с
помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в
соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы
младшего разряда.
Лист № 3
Всего листов 11
Значение
ParsePi-
ramida.dll
Synchro
NSI.dll
VerifyTi
me.dll
не ниже 3.0
MD5
cLosses.d
ll
Parse-Par-
Bin.dll seIEC.dll
ParseMod
bus.dll
6f557f885 48e73a92
b7372613 83d1e664
28cd7780 94521f63
5bd1ba7 d00b0d9f
c391d642
71acf405
5bb2a4d3
fe1f8f48
ecf532935
ca1a3fd32
15049af1f
d979f
530d9b01
26f7cdc2
3ecd814c
4eb7ca09
1ea5429b
261fb0e2
884f5b35
6a1d1e75
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные
данные (признаки)
Идентификационное CalcCli- Cal-
Cal-
Metrol-
наименование ПО ents.dll cLeakage. ogy.dll
Номер версии (иден-
dll
тификационный но-
мер) ПО
e55712d0 b1959ff70 d79874d152e28d7b6
Цифровойb1b21906be1eb17c0fc2b15608799bb3c
идентификатор ПО5d63da94 83f7b0f6da0fdc27ecea41b548
9114dae44a132f1ca480ac d2c83
Алгоритм вычисле-
ния цифрового иден-
тификатора ПО
Лист № 4
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
Вид
электро-
энергии
активная
реактивная
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
НомерНаименование
ИКточки измерений
ТТТНСчётчикУСПД
7
Метрологические характери-
стики ИК*
ПределыПределы
допускаемой допускаемой
основной от- относительной
носительной погрешности в
погрешности, рабочих усло-
(±δ) %виях, (±δ) %
89
1
1,13,4
2,25,7
2
123456
ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт=600/5СЭТ-4ТМ.03М.01
мини-ТЭЦКл.т. 0,5S Кл.т. 0,5S/1,0
Центральная,Зав. № 20011-10Зав. №
ГРУ-10 кВ,Зав. № 20070-10 0805101272
1с - 10 кВ, яч. 105Зав. № 19935-10НАЛИ-СЭЩ-10
Ктн=10000/100Рег. № 36697-08
Рег. № 32139-06Кл.т. 0,2
ТОЛ-СЭЩ-10Зав. № 00841-12
Ктт=400/5СЭТ-4ТМ.03М.01
мини-ТЭЦКл.т. 0,5S Рег. № 38394-08 Кл.т. 0,5S/1,0
Центральная,Зав. № 19689-10Зав. №
ГРУ-10 кВ,Зав. № 19661-10 0805100090
1с - 10 кВ, яч. 104Зав. № 19662-10
Рег. № 36697-08
Рег. № 32139-06
СИКОН
С70
Зав. №
06511
Рег. №
28822-05
1,13,4
2,25,7
Лист № 5
Всего листов 11
3
мини-ТЭЦ
Центральная,
ГРУ-10 кВ,
2с - 10 кВ, яч. 204
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0803102688
Рег. № 36697-08
4
мини-ТЭЦ
Центральная,
ГРУ-10 кВ,
2с - 10 кВ, яч. 208
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0805100008
Рег. № 36697-08
5
мини-ТЭЦ
Центральная,
ГРУ-10 кВ,
2с - 10 кВ, яч. 209
НАЛИ-СЭЩ-10
Ктн=10000/100
Кл.т. 0,2
Зав. № 00839-12
Рег. № 38394-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0803103556
Рег. № 36697-08
СИКОН
С70
Зав. №
06511
Рег. №
28822-05
6
мини-ТЭЦ
Центральная,
ГРУ-10 кВ,
3с - 10 кВ, яч. 310
НАЛИ-СЭЩ-10
Ктн=10000/100
Кл.т. 0,2
Зав. № 00850-12
Рег. № 38394-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0803103500
Рег. № 36697-08
СИКОН
С70
Зав. №
06512
Рег. №
28822-05
Продолжение таблицы 2
12
4
5
6
789
3
ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт=400/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 20936-10
Зав. № 20926-10
Зав. № 20935-10
активная1,13,4
реактивная2,25,7
Рег. № 32139-06
ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 19925-10
Зав. № 19798-10
Зав. № 19947-10
активная1,13,4
реактивная2,25,7
Рег. № 32139-06
ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт=400/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 19587-10
Зав. № 19711-10
Зав. № 19976-10
активная1,13,4
реактивная2,25,7
Рег. № 32139-06
ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 20117-10
Зав. № 20284-10
Зав. № 20074-10
Рег. № 32139-06
активная1,13,4
реактивная2,25,7
Лист № 6
Всего листов 11
7
мини-ТЭЦ
Центральная,
ГРУ-10 кВ,
3с - 10 кВ, яч. 309
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0803103480
Рег. № 36697-08
8
мини-ТЭЦ
Центральная,
ГРУ-10 кВ,
3с - 10 кВ, яч. 307
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0803103546
Рег. № 36697-08
9
мини-ТЭЦ
Центральная,
ГРУ-10 кВ,
4с - 10 кВ, яч. 409
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0804102419
Рег. № 36697-08
10
мини-ТЭЦ
Центральная,
ГРУ-10 кВ,
4с - 10 кВ, яч. 410
НАЛИ-СЭЩ-10
Ктн=10000/100
Кл.т. 0,2
Зав. № 00840-12
Рег. № 38394-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0805101327
Рег. № 36697-08
СИКОН
С70
Зав. №
06512
Рег. №
28822-05
Продолжение таблицы 2
12
4
5
6
789
3
ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт=400/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 19874-10
Зав. № 19905-10
Зав. № 19910-10
активная1,13,4
реактивная2,25,7
Рег. № 32139-06
ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт=400/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 20786-10
Зав. № 20306-10
Зав. № 20329-10
активная1,13,4
реактивная2,25,7
Рег. № 32139-06
ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 20464-10
Зав. № 20704-10
Зав. № 20285-10
активная1,13,4
реактивная2,25,7
Рег. № 32139-06
ТОЛ-СЭЩ-10
Ктт=400/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 19945-10
Зав. № 19904-10
Зав. № 19903-10
Рег. № 32139-06
активная1,13,4
реактивная2,25,7
Лист № 7
Всего листов 11
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0808102331
Рег. № 36697-08
12
мини-ТЭЦ Цен-
тральная 35/10 кВ,
ЗРУ-35 кВ,
1с - 35 кВ, яч. 7
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0808101440
Рег. № 36697-08
13
мини-ТЭЦ Цен-
тральная 35/10 кВ,
ЗРУ-35 кВ,
2с - 35 кВ, яч. 8
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0808102020
Рег. № 36697-08
14
мини-ТЭЦ Цен-
тральная 35/10 кВ,
ЗРУ-35 кВ,
2с - 35 кВ, яч. 10
ЗНОЛ-СЭЩ-35
Ктн=35000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Зав. № 00152-10
Зав. № 00151-10
Зав. № 00150-10
Рег. № 40085-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
0808141739
Рег. № 36697-12
СИКОН
С70
Зав. №
06512
Рег. №
28822-05
Продолжение таблицы 2
12
5
6
789
мини-ТЭЦ Цен-
тральная 35/10 кВ,
11 ЗРУ-35 кВ,
1с - 35 кВ, яч. 9
3
ТОЛ-СЭЩ-35
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 00578-10
Зав. № 00575-10
Зав. № 00577-10
4
ЗНОЛ-СЭЩ-35
Ктн=35000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Зав. № 00149-10
Зав. № 00148-10
Зав. № 00147-10
активная1,33,4
реактивная2,55,8
Рег. № 40086-08
ТОЛ-СЭЩ-35
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 00613-10
Зав. № 00584-10
Зав. № 00611-10
Рег. № 40085-08
ЗНОЛ-СЭЩ-35
Ктн=35000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5
Зав. № 00149-10
Зав. № 00148-10
Зав. № 00147-10
Рег. № 40085-08
активная1,33,4
реактивная2,55,8
Рег. № 40086-08
ТОЛ-СЭЩ-35
Ктт=600/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 00583-10
Зав. № 00579-10
Зав. № 00595-10
активная1,33,4
реактивная2,55,8
Рег. № 40086-08
ТОЛ-СЭЩ-35
Ктт=1000/5
Кл.т. 0,5S
Зав. № 00569-10
Зав. № 00568-10
Зав. № 00582-10
Рег. № 40086-08
активная1,33,4
реактивная2,55,8
Лист № 8
Всего листов 11
* Примечания
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
параметры сети: напряжение (0,95-1,05)·U
н
; сила тока (1,0-1,2)·I
н
; cos
j
=0,9инд.
(sin
j
=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл;
-
температура окружающей среды: (23±2) °С.
4Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)·U
н1
; диапазон
силы первичного тока (0,01-1,2)·I
н1
; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,5-0,87);
частота (50±0,2) Гц;
-
температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счётчиков электрической энергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)·U
н2
; диапазон
силы вторичного тока (0,01-1,2)·I
н2
; диапазон коэффициента мощности 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 до плюс 60 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
-
температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
-
атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
5Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2 % от I
ном
cos
j
=0,8инд
и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от 0
до плюс 40 °С.
6Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утвержденных типов с
такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается
замена УСПД и УСВ-2 на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим
описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты
АИИС КУЭ, утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по
обеспечению единства измерений (ФИФ).
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока
и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок
службы и средняя наработка на отказ;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-08) - среднее время наработки
на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности t
в
=2 ч;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - среднее время наработки
на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности t
в
=2 ч;
-
контроллер СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч,
среднее время восстановления работоспособности t
в
=2 ч;
Лист № 9
Всего листов 11
-
УСВ-2-среднеевремянаработкинаотказнеменееТ=35000 ч,
среднее время восстановления работоспособности t
в
=2 ч;
-
сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=208051 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=0,5 ч.
Надежность системных решений:
-
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться 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 счётчике.
-
журнал УСПД:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счётчике и УСПД;
-
пропадание и восстановление связи со счётчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счётчика электрической энергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД;
-
сервера.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
-
счётчика электрической энергии;
-
УСПД;
-
сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована);
-
ИВК (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:
-
счётчики-тридцатиминутныйпрофиль нагрузкивдвухнаправлениях
не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-
УСПД-тридцатиминутныйпрофильнагрузкивдвухнаправлениях
не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
-
сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Лист № 10
Всего листов 11
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Тип компонента
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-35
Количество
30 шт.
12 шт.
НАЛИ-СЭЩ-10
4 шт.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения трехфазной
антирезонансной группы
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Контроллеры сетевые индустриальные
Устройства синхронизации времени
Сервер
Методика поверки
Паспорт-формуляр
ЗНОЛ-СЭЩ-35
СЭТ-4ТМ.03М
СИКОН С70
УСВ-2
HP Proliant DL360R07
-ВЛСТ.854.05.000.ФО
6 шт.
14 шт.
2 шт.
1 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 66910-17 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ
Центральная). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ»
13.01.2017 г.
Документы на поверку измерительных компонентов:
-
ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный №с 36697-08) - в соответствии
с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству
по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ
«Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - в соответствии с
документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счётчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки»,
утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;
-
контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1
«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным
ВНИИМС в 2005 г.;
-
УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001 И1 «Устройства
синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ»
12.05.2010 г.
Основные средства поверки:
-
средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов
напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный № 27008-04);
Лист № 11
Всего листов 11
-
термогигрометрCENTER(мод.314):диапазонизмеренийтемпературы
от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности
от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
Основные положения.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Интер РЭК» (ООО «Интер РЭК»)
ИНН 7716712474
Адрес: 107113, г. Москва, ул. Сокольнический Вал, дом 2, помещение 23
Телефон (факс): 8(919) 967-07-03
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Испытательный центр разработок
в области метрологии» (ООО «ИЦРМ»)
Адрес: 142700, Московская область, Ленинский район, г. Видное, Промзона тер.
корп. 526
Телефон: (495) 278-02-48
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «ИЦРМ» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.311390 от 18.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.