ГРСИ 76588-19: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных потребителей на объектах ПАО "ТГК-2" в г.Костроме 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
76589-19

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных потребителей на объектах ПАО "ТГК-2" в г.Костроме Нет данных, ГРСИ 76588-19

Смотреть ГРСИ
76587-19

Номер госреестра:

76588-19

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных потребителей на объектах ПАО "ТГК-2" в г.Костроме

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ПАО "Территориальная генерирующая компания №2", г.Ярославль

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 № 75533

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

информационно-измерительная коммерческого

КУЭ) розничных потребителей на объектах

Системаавтоматизированная

учёта электроэнергии (АИИС

ПАО «ТГК-2» в г. Костроме

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта

электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных потребителей на объектах ПАО «ТГК-2» в

г. Костроме (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и

реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных

документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в

себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и

реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-

передачи данных.

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

сервер приложений и баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР»,

построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределённой среде

виртуализации WMware vSphere High Availability, автоматизированные рабочие места (АРМ),

технические средства для организации каналов приёма-передачи информации и разграничения

прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в

аналоговые сигналы низкого уровня, 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 электрического тока и напряжения 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков при помощи технических средств приёма-

передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической

энергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и

напряжения, хранение и передача измерительной информации, а также отображение

информации на АРМ.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с

электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал

АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи в сети

интернет 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.

Лист № 2

Всего листов 10

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с

единым системным временем.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на

основе устройства синхронизации системного времени УСВ-3, принимающего сигналы точного

времениотспутниковглобальныхсистемпозиционирования(GPS/ГЛОНАСС)и

транслирующего шкалу времени в цифровой форме по последовательному порту по протоколу

NMEA 0183 на сервер. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех

уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Корректировка

часов сервера АИИС КУЭ выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов

сервера и системы глобального позиционирования более ±1 с. Сличение времени часов

счётчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе, но не реже 1

раза в 30 минут. Корректировка времени встроенных часов счётчика осуществляется

автоматически один раз в сутки, при расхождении времени часов счётчиков с временем часов

сервера более ±2 с. От сервера также обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ

АИИС КУЭ.

Журналы событий счётчика и сервера отображают факты коррекции времени с

обязательной фиксацией времени до и после коррекции и величины коррекции времени, на

которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее

сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации

программного обеспечения средств измерений. 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, что соответствует уровню «средний» в

соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Значение

3Е736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

MD5

АльфаЦЕНТР

не ниже 12.01

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор метрологически

значимой части ПО ac_metrology.dll

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Лист № 3

Всего листов 10

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ

приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС

КУЭ

Номер и

КРУ-6 кВ

6 кВ, яч.3

фонде по

НТМИ-6

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

наименование ИК

ТТТНСчетчикУССВ/Сервер

12 3 4 5 6

ТВЛМ-10

Кт = 0,5

Ктт = 1000/5

Регистрационный

БНС

номер в

СЭТ-4ТМ.03.01

1Костромской

Федеральном

Кт = 0,5S/1,0

ТЭЦ-2, 1 с.ш.

информационном

Рег. № 831-53

Рег. № 27524-04

БНС

ТЭЦ-2, 2 с.ш.

Кт = 0,5

обеспечению

единства измерений

(рег. №) 1856-63

КРУ-6 кВ

ТВЛМ-10НТМИ-6СЭТ-4ТМ.02.2-

БНС

ТЭЦ-2, 2 с.ш.

Кт = 0,5

2Костромской

Ктт = 1000/5Ктн = 6000/100Кт = 0,5S/1,0

6 кВ, яч.15

Рег. № 1856-63 Рег. № 831-53 Рег. № 20175-01

КРУ-6 кВ

ТВЛМНТМИ-6СЭТ-4ТМ.02.2-

6 кВ, яч.11

Кт = 0,5

6 кВ, яч.14

Кт = 0,5

КРУ-6 кВ

6ПНС-2, 1 с.ш.

6 кВ, яч. 7

КРУ-6 кВ

7ПНС-2, 2 с.ш.

6 кВ, яч. 14

6 кВ, яч. 1

Кт = 0,5

Кт = 0,2

УСВ-3

3Костромской

Ктт = 150/5Ктн = 6000/100Кт = 0,5S/1,0

Рег. №

6 кВ, яч.10

Рег. № 45040-10Рег. № 831-53Рег. № 20175-01

64242-16/

КРУ-6 кВ

ТВЛМ-10НОМ-6СЭТ-4ТМ.02.2-

WMware

4ПНС-1, 1с.ш.

Ктт = 150/5Ктн = 6000/100Кт = 0,5S/1,0

vSphere High

Рег. № 1856-63 Рег. № 159-49 Рег. № trial-01

КРУ-6 кВ

ТВЛМ-10НОМ-6СЭТ-4ТМ.02.2-

5ПНС-1, 2с.ш.

Ктт = 200/5 Ктн = 6000/100 Кт = 0,5S/1,0

Рег. № 1856-63Рег. № 159-49Рег. № 20175-01

ТЛМ-10 НОМ-6 СЭТ-4ТМ.02.2-

Кт = 0,5 Кт = 0,5 14

Ктт = 150/5 Ктн = 6000/100 Кт = 0,5S/1,0

Рег. № 2473-69 Рег. № 159-49 Рег. № 20175-01

ТЛМ-10НОМ-6СЭТ-

Кт = 0,5 Кт = 0,5 4ТМ.02М.03

Ктт = 150/5 Ктн = 6000/100 Кт = 0,5S/1,0

Рег. № 2473-69Рег. № 159-49Рег. № 36697-08

КРУ-6 кВ

ТЛМ-10 НАМИ-10 СЭТ-4ТМ.02.2-

8ПНС-3, 1 с.ш.

Ктт = 150/5Ктн = 6000/100Кт = 0,5S/1,0

Рег. № 2473-69 Рег. № 11094-87 Рег. № 20175-01

Availability

Лист № 4

Всего листов 10

6 кВ, яч. 15

Кт = 0,5

Кт = 0,2

Сборка 0,4 кВ

Районной

ввод

аварийного

освещения

ПСЧ-

14 котельной №2,--

3ТМ.05Д.03

Кт = 1,0/-

обменного

ввод 0,4 кВ

Кт = 0,5

Кт = 1,0/-

УСВ-3

Рег. №

64242-16/

WMware

vSphere High

Продолжение таблицы 2

123456

КРУ-6 кВ

ТЛМ-10 НАМИ-10 СЭТ-4ТМ.02.2-

9ПНС-3, 2

.ш.

Ктт = 150/5Ктн = 6000/100Кт = 0,5S/1,0

Рег. № 2473-69 Рег. № 11094-87 Рег. № 20175-01

КРУ-6 кВТПОЛ-10НТМИ-6-66СЭТ-

Районной Кт = 0,5 Кт = 0,5 4ТМ.02М.03

котельной №2,Ктт = 600/5Ктн = 6000/100Кт = 0,5S/1,0

1 с.ш., яч.1 Рег. № 1261-59Рег. № 2611-70 Рег. № 36697-12

КРУ-6 кВТВЛМ-10НТМИ-6-66СЭТ-

Районной Кт = 0,5 Кт = 0,5 4ТМ.02М.03

котельной №2,Ктт = 600/5Ктн = 6000/100Кт = 0,5S/1,0

1 с.ш., яч.4 Рег. № 1856-63Рег. № 2611-70 Рег. № 36697-12

КРУ-6 кВТПОЛ-10НТМИ-6-66СЭТ-

Районной Кт = 0,5 Кт = 0,5 4ТМ.02М.03

котельной №2,Ктт = 600/5Ктн = 6000/100Кт = 0,5S/1,0

2 с.ш., яч.18 Рег. № 1261-59Рег. № 2611-70 Рег. № 36697-12

КРУ-6 кВТПОЛ-10НТМИ-6-66СЭТ-

Районной Кт = 0,5 Кт = 0,5 4ТМ.02М.03

котельной №2,Ктт = 600/5Ктн = 6000/100Кт = 0,5S/1,0

2 с.ш., яч.16Рег. № 1261-59Рег. № 2611-70Рег. № 36697-12

Availability

аварийного

Рег. № 39616-08

освещения

0,4 кВ

ТП-6/0,4 кВ

Т-0,66 У3ПСЧ-

15 парка КТЭЦ-2,

Ктт = 150/5

3ТМ.05М.03

тр-ра Т-1

Рег. № 71031-18 Рег. № 36354-07

Примечания:

1 Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утверждённых типов с

метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии,

что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3

метрологических характеристик.

2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце

АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт

хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая

часть.

Лист № 5

Всего листов 10

Границы интервала основной

относительной погрешности

ИК (±δ), %

Номер

ИК

Диапазон

значений силы

тока

Границы интервала основной

относительной погрешности

ИК (±δ), %

Номер

ИК

Диапазон

значений силы

тока

0,05I

н1

≤ I

< 0,2I

н1

Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК

Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Границы интервала

относительной погрешности

ИК в рабочих условиях

эксплуатации (±δ), %

cos φ cos φ cos φ cos φ

= 1,0 = 0,87 = 0,8 = 0,5

3 4 5 6

cos φ cos φ cos φ cos φ

= 1,0 = 0,87 = 0,8 = 0,5

78910

0,05I

н1

≤ I

< 0,2I

н1

1,82,52,95,5

2,32,93,25,7

0,2I

н1

≤ I

< I

н1

1,21,51,73,0

1,72,02,23,4

1 – 7,

10 – 13

н1

≤ I

≤ 1,2I

н1

1,01,21,32,3

1,61,81,92,7

0,05I

н1

≤ I

< 0,2I

н1

1,82,52,95,4

2,22,83,25,6

0,2I

н1

≤ I

< I

н1

1,11,41,52,8

1,71,92,13,2

(ТТ 0,5;

TН 0,5;

Сч 0,5S)

8, 9

н1

≤ I

≤ 1,2I

н1

0,91,01,22,0

1,51,71,82,5

(ТТ 0,5;

TН 0,2;

Сч 0,5S)

0,05I

н1

≤ I

< 0,1I

н1

1,7---

0,1I

н1

≤ I

< 0,2I

н1

1,1 1,2 1,3 1,7

0,2I

н1

≤ I

< I

н1

1,1 1,1 1,1 1,1

н1

≤ I

≤ 1,2I

н1

1,1 1,1 1,1 1,1

0,05I

н1

≤ I

< 0,1I

н1

2,3---

0,1I

н1

≤ I

< 0,2I

н1

1,8 2,3 2,6 4,7

0,2I

н1

≤ I

< I

н1

1,41,61,72,8

(ТТ -;

TН -;

Сч 1,0)

(ТТ 0,5;

TН -;

Сч 1,0)

н1

≤ I

≤ 1,2I

н1

1,21,31,42,1

3,1---

2,7 2,9 3,0 3,4

2,8 2,9 2,9 3,1

3,5---

3,0 3,5 3,8 5,5

2,9 3,1 3,2 4,1

2,93,03,13,6

Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

cos φ =cos φ =cos φ =

0,87 0,8 0,5

(sin φ = (sin φ = (sin φ =

0,5) 0,6) 0,87)

3 4 5

Границы интервала

относительной погрешности

ИК в рабочих условиях

эксплуатации (±δ), %

cos φ =cos φ =cos φ =

0,87 0,8 0,5

(sin φ = (sin φ = (sin φ =

0,5) 0,6) 0,87)

6 7 8

5,84,72,9

6,35,23,5

0,2I

н1

≤ I

< I

н1

3,22,61,83,63,02,3

1 – 6

(ТТ 0,5;

TН 0,5;

Сч 1,0)

н1

≤ I

≤ 1,2I

н1

2,52,11,52,82,52,1

Лист № 6

Всего листов 10

0,2I

н1

≤ I

< I

н1

3,22,61,84,54,13,5

Продолжение таблицы 3

12345678

7, 10 – 13

0,05I

н1

≤ I

< 0,2I

н1

5,7 4,6 3,0 6,6 5,6 4,3

н1

≤ I

≤ 1,2I

н1

2,52,11,54,13,83,4

0,05I

н1

≤ I

< 0,2I

н1

5,74,62,86,25,13,4

(ТТ 0,5;

TН 0,5;

Сч 1,0)

8, 9

(ТТ 0,5;0,2I

н1

≤ I

< I

н1

3,02,51,73,42,92,2

TН 0,2;

Сч 1,0)

н1

≤ I

≤ 1,2I

н1

2,21,91,42,62,32,0

Пределы допускаемой

погрешности СОЕВ (±Δ), с

Примечания

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности Р = 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в

месте расположения счётчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

от 99 до 101

от 100 до 120

0,87

от +21 до +25

от 90 до 110

от 5(10) до 120

от 0,5

инд

. до 0,8

емк

Значение

от +21 до +25

от +18 до +22

Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- сила тока, % от I

ном

- коэффициент мощности, cos

температура окружающей среды ,°C:

- для счётчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ 30206-94

- для счётчиков реактивной энергии:

ГОСТ Р 52425-2005

ГОСТ 26035-83

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- сила тока, % от I

ном

- коэффициент мощности

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C

- для ТТ и ТН

- для счётчиков

- для УСВ-3

от -45 до +35

от -40 до +55

от -25 до +60

Лист № 7

Всего листов 10

Продолжение таблицы 4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчётчики СЭТ-4ТМ.03:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее90 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 2

Электросчётчики СЭТ-4ТМ.02:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее90 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 72

Электросчётчики СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-08), ПСЧ-3ТМ.05Д,

ПСЧ-3ТМ.05М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее140 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 2

Электросчётчики СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-12):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее165 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 2

Устройство синхронизации времени УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее45000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 24

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 1

Глубина хранения информации

Электросчётчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее45

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее3,5

Надежность системных решений:

-резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-в журналах событий счётчика и сервера фиксируются факты:

-попытка несанкционированного доступа;

-факты связи со счётчиком, приведших к изменениям данных;

-изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-перерывы питания

Защищенность применяемых компонентов:

-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-счётчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-сервера ИВК.

-наличие защиты на программном уровне:

-пароль на счётчике;

-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей;

-ИВК.

Лист № 8

Всего листов 10

Возможность коррекции времени в:

-счётчиках (функция автоматизирована);

-сервере 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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Обозначение

ТВЛМ-10

ТВЛМ

ТЛМ-10

ТПОЛ-10

Т-0,66 У3

НТМИ-6

НОМ-6

НАМИ-10

НТМИ-6-66

Количество

10 шт.

2 шт.

8 шт.

6 шт.

3 шт.

2 шт.

8 шт.

2 шт.

СЭТ-4ТМ.03.01

1 шт.

СЭТ-4ТМ.02.2-14

7 шт.

СЭТ-4ТМ.02М.03

5 шт.

ПСЧ-3ТМ.05Д.03

1 шт.

ПСЧ-3ТМ.05М.03

1 шт.

Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счётчики электрической энергии

многофункциональные

Счётчики активной и реактивной энергии

переменного тока, статические

многофункциональные

Счётчики электрической энергии

многофункциональные

Счётчики электрической энергии

многофункциональные

Счётчики электрической энергии

многофункциональные

Устройство синхронизации времени

Сервер на базе виртуальной машины

1 шт.

Методика поверки

Формуляр

УСВ-3

WMware vSphere High

Availability

МП-312235-068-2019

ГДАР.411711.057 ФО

1 экз.

Поверка

осуществляетсяподокументуМП-312235-068-2019«Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных

потребителей на объектах ПАО «ТГК-2» в г. Костроме. Методика поверки», утверждённому

ООО «Энергокомплекс» 21.08.2019 г.

Лист № 9

Всего листов 10

Основные средства поверки:

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

тока. Методика поверки;

трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные

трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;

по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика

выполнения измерений без отключения цепей;

по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика

выполнения измерений без отключения цепей;

электросчётчиковСЭТ-4ТМ.03-всоответствиисметодикойповерки

ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейсяприложениемкруководствупоэксплуатации

ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский

ЦСМ» 10.09.2004 г.;

электросчётчиков СЭТ-4ТМ.02 – в соответствии с документом «Счётчики активной и

реактивной электрической энергии переменного тока, статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика

поверки». Методика поверки согласована ФБУ «Нижегородский ЦСМ»;

электросчётчиков СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-08) – в соответствии с методикой

поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации

ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский

ЦСМ» 04.12.2007 г.;

электросчётчиков СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-12) – в соответствии с документом

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

Руководствопоэксплуатации.Часть2.Методикаповерки»ИЛГШ.411152.145РЭ1,

утвержденным руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

электросчётчиковПСЧ-3ТМ.05Д-всоответствиисдокументом

ИЛГШ.411152.159РЭ1«Счетчикиэлектрической энергиимногофункциональные

ПСЧ-3ТМ.05Д. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованным с

руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 26.12.2008 г.;

электросчётчиковПСЧ-3ТМ.05М-всоответствиисметодикойповерки

ИЛГШ.411152.138РЭ1,являющейсяприложением круководству поэксплуатации

ИЛГШ.411152.138РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский

ЦСМ» 20.11.2007 г.;

устройства синхронизации времени УСВ-3 – в соответствии с документом

РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки»,

утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;

радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);

прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием

системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных потребителей на объектах ПАО «ТГК-2» в

г. Костроме», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149

от 04.05.2017 г.

Лист № 10

Всего листов 10

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ)

розничных потребителей на объектах ПАО «ТГК-2» в г. Костроме

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

технические условия

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

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

Основные положения

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Территориальная генерирующая компания №2»

(ПАО «ТГК-2»)

ИНН 7606053324

Адрес: 150003, г. Ярославль, ул. Пятницкая, д.6

Телефон: +7 (4852) 79-70-86

E-mail:

energy@tgc-2.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «РусЭнергоПром»

(ООО «РусЭнергоПром»)

ИНН 7725766980

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9

Телефон/факс: +7 (499) 753-06-78

E-mail:

info@rusenprom.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Мичурина, д. 26, 3

Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail:

encomplex@yandex.ru

Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииА.В. Кулешов

М.п.« ___ » _______________ 2019 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
75240-19	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "СДК", ООО "БЩЗ"	Нет данных	ООО "ЭнергоПромРесурс", г.Красногорск	4 года	Перейти
47785-11	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции ПС "Городская" Приволжской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Саратовской области	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
42342-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Пошехонье" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Пошехонье"	Нет данных	ЗАО "Метростандарт", г.Москва	4 года	Перейти
36642-07	Измерители параметров электроэнергии	PR300	Фирма "Yokogawa M&C Corporation", Корея	1 год	Перейти
64964-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Самарский" ПАО "Т Плюс" - г. Сызрань, ПНС № 2, 5	Нет данных	ООО "Энергоинтеграция", г.Москва	4 года	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