Untitled document

Приложение к свидетельству № 77310

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭНЕРГОСБЫТХОЛДИНГ» для

энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах г. Москва

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии(АИИСКУЭ)ООО «ЭНЕРГОСБЫТХОЛДИНГ»дляэнергоснабжения

ОАО «РЖД» в границах г. Москва (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для

измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора,

обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации

заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную измерительную системусцентрализованным управлением,

распределенной функцией измерения и состоит из 10 измерительных каналов (ИК).

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

Первый уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя

измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),

многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики),

вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второйуровень–информационно-вычислительныйкомплексэлектроустановки

(ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполняющего функции

сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК;

Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя

Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе программного обеспечения (ПО) «Энергия

АЛЬФА 2», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия

АЛЬФА 2», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной

среде виртуализации VMware VSphere, устройства синхронизации времени, каналообразующую

аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и

разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала

(АРМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы

счетчика электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в

микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной,

реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется формирование и хранение

поступающей информации. Допускается опрос счетчиков любым УСПД в составе АИИС КУЭ с

сохранением настроек опроса.

Далее по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической

линии связи, передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление

отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по

резервному каналу связи стандарта GSM. Передача информации об энергопотреблении на

сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации

ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.

Лист № 2

Всего листов 10

Формированиеипередачаданныхпрочимучастникамиинфраструктурным

организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за

электронно-цифровой подписью ООО «ЭНЕРГОСБЫТХОЛДИНГ» в виде макетов XML

формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в

соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» по

коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или

сотовой связи.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает обмен (сбор/передачу) данных

по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и

смежных субъектов ОРЭМ, а также прочих участников оптового и розничного рынков

электроэнергии, включая инфраструктурные организации. Обмен происходит в виде макетов

XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных

форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.

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

охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени,

имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую

синхронизацию времени с погрешностью, не более указанной в таблице 4. СОЕВ включает в

себя сервера точного времени Метроном-50М (основной и резервный) (рег. № 68916-17),

устройство синхронизации времени УСВ-3 (основное) (рег. № 51644-12), устройство

синхронизации времени УССВ-16HVS (дополнительное), устройство синхронизации времени

УССВ-35HVS (дополнительное), часы сервера, УСПД и счетчиков.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащен серверами точного времени Метроном-50М

(основнойирезервный)иустройствомсинхронизациивремениУССВ-16HVS

(дополнительное). Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в

сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки

коррекции времени (величины расхождения времени, корректируемого и корректирующего

компонентов). Уставка коррекции времени сервера настраивается с учетом обеспечения

допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр

программируемый).

Центр сбора данных ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3

(основное)иустройствомсинхронизациивремениУССВ-35HVS(дополнительное).

Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки.

Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки

коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения

допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр

программируемый).

УСПД синхронизируется от сервера Центра сбора данных ОАО «РЖД». Периодичность

сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени

компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка

коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ

АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

Счетчики синхронизируются от УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС

КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени

настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна

превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

Программное обеспечение

Идентификационныеданныеметрологическизначимойчастипрограммного

обеспечения (ПО) представлены в таблицах 1 - 2.

Лист № 3

Всего листов 10

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)

Энергия АЛЬФА 2

не ниже 2.0.0.2

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

ac_metrology.dll )

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПО АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Идентификационное наименование ПОЭнергия АЛЬФА 2

Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 2.0.0.2

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)17e63d59939159ef304b8ff63121df60

преднамеренных

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и

изменений – «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Уровень защиты ПО «Энергия АЛЬФА 2» от непреднамеренных и

изменений – «высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

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

приведены в таблицах 3 - 5.

Номер ИК

Наимено-

вание

объекта

учета

Обозначение, тип

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

рег. № 36697-17

СЭТ-4ТМ.03М.01

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

рег. № 36697-17

СЭТ-4ТМ.03М.01

RTU-327

Рег. №

19495-03

Таблица 3 – Состав ИК АИИС КУЭ

Состав ИК АИИС КУЭ

ИВКЭУССВ

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации, рег. №

ТТ

ТН

ТОЛ-НТЗ

ЗНОЛП-НТЗ

Кт = 0,5S

Ктт = 800/5 В

рег. № 69606-17

Кт = 0,5

Ктн = 20000/√3/100/√3

рег. № 69604-17

ПС 20 кВ

Вешняки тяговая,

Ввод-1 20 кВ

ТТ

ТН

ТОЛ-НТЗ

ЗНОЛП-НТЗ

Кт = 0,5S

Ктт = 800/5 В

рег. № 69606-17

Кт = 0,5

Ктн = 20000/√3/100/√3

рег. № 69604-17

ПС 20 кВ

Вешняки тяговая,

Ввод-2 20 кВ

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»:

Метроном-50М, рег. № 68916-17

Центр Сбора данных ОАО «РЖД»:

УСВ-3, рег. № 51644-12

Лист № 4

Всего листов 10

ТТ

ТН

ПС Перерва тяговая,

Ввод-1 35 кВ

Счетчик

ТТ

ТН

ПС Перерва тяговая,

Ввод-2 35 кВ

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

рег. № 31857-06

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

ТТ

ТН

НТМИ-10-66У3

ПС Очаково тяговая,

Ввод-28 10 кВ

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

рег. № 16666-97

EA05RAL-BN-4

ТТ

ТН

НТМИ-10-66У3

ПС Очаково тяговая,

Ввод-30 10 кВ

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

рег. № 16666-97

EA05RAL-BN-4

RTU-327

Рег. №

19495-03

ТТ

ТН

ПС Ховрино тяговая,

Ввод а (Ввод Альфа) 10

кВ

Счетчик

RTU-327

Рег. №

41907-09

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»: Метроном-50М, рег. № 68916-17

Центр Сбора данных ОАО «РЖД»: УСВ-3, рег. № 51644-12

Продолжение таблицы 3

Кт = 0,2S А

Ктт = 300/1 В

рег. № 37491-08

Кт = 0,5 А

Ктн = 35000/√3/100/√3 В

рег. № 37493-08

456

STSM-38

NTSM-38

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1A1802RALXQ-P4GB-DW-4

рег. № 31857-06

Кт = 0,2S

Ктт = 300/1 В

рег. № 37491-08

Кт = 0,5

Ктн = 35000/√3/100/√3 В

рег. № 37493-08

STSM-38

NTSM-38

Кт = 0,5

Ктт = 800/5

рег. № 1261-59

АТПОЛ-10

В -

СТПОЛ-10

Кт = 0,5

Ктн = 10000/100 В

рег. № 831-69

ТПОЛ-10

Кт = 0,5

Ктт = 600/5 В

рег. № 1261-59

Кт = 0,5

Ктн = 10000/100 В

рег. № 831-69

Кт = 0,5S

Ктт = 1500/5 В

рег. № 25433-11

Кт = 0,5

Ктн = 10000/√3/100/√3 В

рег. № 47583-11

ТЛО-10

ЗНОЛП-ЭК-10

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1A1805RALQ-P4GB-DW-4

рег. № 31857-11

Лист № 5

Всего листов 10

ТТ

Счетчик

ТТ

Счетчик

ТТ

Счетчик

RTU-327

Рег. №

41907-09

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»:

Метроном-50М, рег. № 68916-17

Центр Сбора данных ОАО «РЖД»: УСВ-3, рег. № 51644-12

Продолжение таблицы 3

123

Кт = 0,5S

Ктт = 1500/5 В

рег. № 25433-11

ТН

456

ТЛО-10

ЗНОЛП-ЭК-10

Кт = 0,5

8Ктн = 10000/√3/100/√3В

рег. № 47583-11

ПС Ховрино тяговая,

Ввод в (Ввод Бета) 10 кВ

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1A1805RALQ-P4GB-DW-4

рег. № 31857-11

Кт = 0,5S

Ктт = 1500/5 В

рег. № 25433-11

ТН

ТЛО-10

ЗНОЛП-ЭК-10

Кт = 0,5

9Ктн = 10000/√3/100/√3В

рег. № 47583-11

ПС Ховрино тяговая,

Ввод у (Ввод Гамма) 10 кВ

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1A1805RALQ-P4GB-DW-4

рег. № 31857-11

Кт = 0,5S

Ктт = 1500/5 В

рег. № 25433-11

ТН

ТЛО-10

ЗНОЛП-ЭК-10

Кт = 0,5

10Ктн = 10000/√3/100/√3

рег. № 47583-11

ПС Ховрино тяговая,

Ввод б (Ввод Дельта) 10 кВ

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1A1805RALQ-P4GB-DW-4

рег. № 31857-11

Примечания:

1Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.

2Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с

метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии,

что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных таблице 4 метрологических

характеристик.

3Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.

4Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим

актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно

с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Лист № 6

Всего листов 10

Номера ИК

Таблица 4 – Основные метрологические характеристики ИК

Границы

Видосновной

электроэнергиипогрешности

(±δ), %

1, 2, 7 - 10Активная1,2

Границы

погрешности в

рабочих условиях

(±δ), %

5,1

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 0,5S/1,0)

3, 4

Реактивная 2,5 4,0

Активная 0,8 2,2

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; счетчик 0,2S/0,5)

5, 6

Реактивная 1,5 2,2

Активная 1,2 5,7

(ТТ 0,5; ТН 0,5; счетчик 0,5S/1,0) Реактивная 2,5 3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с ±5

Примечания:

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

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие P = 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% I

ном

cosφ = 0,5

инд

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков 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 2(5) до 120

от 0,5

инд

. до 0,8

емк

Значение

от +21 до +25

от +18 до +22

Таблица 5 – 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 счетчиков активной энергии:

ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ 31819.23-2012

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 счетчиков

- для УСПД

- для УССВ

от -40 до +35

от -40 до +60

от +1 до +50

от +15 до +30

Лист № 7

Всего листов 10

Продолжение таблицы 5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики Альфа А1800:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 72

счетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 72

счетчики ЕвроАЛЬФА:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее50000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 72

УСПД RTU-327 (рег. № 19495-03):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее40000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 24

УСПД RTU-327(рег. № 41907-09):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 24

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее80000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 1

Глубина хранения информации

счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной

за месяц, сут, не менее45

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее3,5

Надежность системных решений:

− защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника

бесперебойного питания;

− резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет

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 счетчике;

−журнал УСПД:

− параметрирования;

− пропадания напряжения;

− коррекции времени в счетчике и УСПД;

− пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Лист № 8

Всего листов 10

Защищённость применяемых компонентов:

− механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

− электросчётчика;

− промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

− испытательной коробки;

− УСПД.

− защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

− счетчика электрической энергии;

− УСПД.

Возможность коррекции времени в:

−счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

−УСПД (функция автоматизирована);

−сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

− о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

− измерений 30 мин (функция автоматизирована);

− сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Альфа А1800

6 шт.

СЭТ-4ТМ.03М

2 шт.

Обозначение

ТОЛ-НТЗ

STSM-38

ТПОЛ-10

ТЛО-10

ЗНОЛП-НТЗ

NTSM-38

НТМИ-10-66У3

ЗНОЛП-ЭК-10

Количество

6 шт.

4 шт.

12 шт.

6 шт.

1 шт.

6 шт.

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии трехфазные

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электроэнергии многофункциональные

Устройства сбора и передачи данных

Серверы точного времени

Устройства синхронизации времени

Методика поверки

Формуляр

ЕвроАЛЬФА

RTU-327

Метроном-50М

УСВ-3

МП-312601-0003.20

13526821.4611.129.ФО

2 шт.

4 шт.

2 шт.

1 шт.

1 экз.

Поверка

осуществляетсяподокументуМП-312601-0003.20«Системаавтоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)

ООО «ЭНЕРГОСБЫТХОЛДИНГ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах г. Москва.

Методика поверки», утвержденному ООО «ИИГ «Карнеол» 02.03.2020 г.

Лист № 9

Всего листов 10

Основные средства поверки:

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

тока. Методика поверки;

−трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ.

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

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

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

выполнения измерений без отключения цепей;

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

Методика выполнения измерений без отключения цепей;

−счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки с помощью

установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для

счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;

−счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом

ИЛГШ.411152.145РЭ1«СчетчикиэлектрическойэнергиимногофункциональныеСЭТ-

4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки»,

утвержденным

ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;

−счетчиков электрической энергии Trial А1800 (рег. № 31857-06) – в соответствии с

документомМП-2203-0042-2006«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазные

многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им.

Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;

−счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (рег. № 31857-11) – в соответствии с

документомДЯИМ.411152.018МП«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазные

многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в

2011 г. и документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные

многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденным в

2012 г.;

−УСПД RTU-327 (рег. № 19495-03) – по документу «Комплексы аппаратно-

программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика

поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

−УСПД RTU-327 (рег. № 41907-09) – по документу ДЯИМ.466215.007МП

«Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному

ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

−серверов точного времени Метроном-50М - по документу Trial-2016-МП «Сервер

точного времени Метроном-50М. Методика поверки», утвержденному ФГБУ «ГНМЦ»

Минобороны России 10.04.2017 г.;

−устройства синхронизации времени УСВ-3 (рег. № 51644-12) – по документу

ВЛСТ.240.00.000МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика

поверки», утвержденному руководителем ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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) ООО «ЭНЕРГОСБЫТХОЛДИНГ» для энергоснабжения ОАО

«РЖД» в границах г. Москва», аттестованном ООО «ИИГ «КАРНЕОЛ», аттестат аккредитации

№ RA.RU.312601 от 05.06.2019 г.

Лист № 10

Всего листов 10

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭНЕРГОСБЫТХОЛДИНГ» для энергоснабжения

ОАО «РЖД» в границах г. Москва

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

Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСБЫТХОЛДИНГ»

(ООО «ЭНЕРГОСБЫТХОЛДИНГ»)

ИНН 7703599239

Адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский проспект, д. 42, стр. 3, пом.43,

этаж цокольный

Телефон: +7 (495) 280-04-46

Факс: +7 (495) 280-04-48

Испытательный центр

Обществосограниченнойответственностью«ИНВЕСТИЦИОННО-

ИНЖИНИРИНГОВАЯ ГРУППА «КАРНЕОЛ» (ООО «ИИГ «КАРНЕОЛ»)

Адрес: 455038, Челябинская область, г. Магнитогорск, проспект Ленина, д. 124, офис 15

Телефон: +7 (982) 282-82-82

Факс: +7 (982) 282-82-82

E-mail:

carneol@bk.ru

Аттестат аккредитации ООО ИИГ «КАРНЕОЛ» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312601 от 05.06.2019 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииА.В. Кулешов

М.п.« ___ » _______________ 2020 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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