Приложение № 16
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «27» ноября 2020 г. № 1927
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Калининская
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Калининская (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетtrialмногофункциональнуюмногоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных.
Второйуровень- информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС
(регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД)
Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), устройство
синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ),
каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической
энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения
единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени
UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на
входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений
активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются
приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
2
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической
сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с
помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой
сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД
выполняется по резервному каналу связи.
Поокончанииопросасерверсбораавтоматическипроизводитобработку
измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает
полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о
результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически
формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с
результатами измерений, в формате ХМL и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и
смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно-
цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав
«Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер
ИВК входит УССВ
40586-12), которое
обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с
национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами
сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут
УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической
энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию
текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника
точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений
количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
автоматизированной информационно-измерительнойсистемыкоммерческогоучета
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)).
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и
обеспечиваетобработку, организацию учетаи хранения результатов измерений,
а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах,
предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного
в ИВК, указаны в таблице 1.
Идентификационные данные (признаки)
Значение
не ниже 1.0.0.4
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Идентификационное наименование ПО
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные
(если имеются)
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
3
Метрологические и технические характеристики
Наименование ИК
Трансформатор
тока
Трансформатор
напряжения
1
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
2
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
3
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
4
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
5
ВЛ 110 кВ
Калининская –
УЭТМ2 (ВЛ 110 кВ
УЭТМ2)
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
6
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
7
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
№
ИК
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
1
2
3
4
Счетчик
электрическойУСПД
энергии
56
ВЛ 220 кВ
Калининская -
Песчаная
(ВЛ 220 кВ Песчаная)
ТАТ
рег. № 29838-05
Ктн =
CPB 245
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/1
(220000/√3)/(100/√3)
рег. № 47844-11
ЭКОМ-3000
рег.№
17049-04
ВЛ 220 кВ
Среднеуральская
ГРЭС - Калининская
(ВЛ 220 кВ
Среднеуральская
ГРЭС)
ТАТ
рег. № 29838-05
Ктн =
CPB 245
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/1
(220000/√3)/(100/√3)
рег. № 47844-11
ТВ-ЭК
кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
рег. № 74600-19
кл.т. 0,2
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
ВЛ 110 кВНАМИ-110 УХЛ1
Калининская - кл.т. 0,2
Куйбышевская сКтн =
отпайками (ВЛ 110 кВ (110000/√3)/(100/√3)
Куйбышевская)рег. № 24218-08
ВЛ 110 кВ ТВ-ЭК
НАМИ-110 УХЛ1
Калининская -кл.т. 0,2S
Шефская с отпайками Ктт = 1000/1
(ВЛ 110 кВ Шефская) рег. № 74600-19
рег
.
№ 2421
8
-0
8
ТВ-ЭК
рег. № 74600-19
Ктн =
ТВ-ЭК
рег. № 74600-19
Ктн =
CPB 123
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 47844-11
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-08
ВЛ 110 кВ
Калининская - Мотор
с отпайкой на ПС
СНИЭТИ (ВЛ 110 кВ
Мотор)
ВЛ 110 кВ
Калининская –
Свердловская I цепь
с отпайками
(ВЛ 110 кВ
Свердловская1)
ТВ-ЭК
рег. № 74600-19
Ктн =
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-08
4
8
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
9
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
12
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
13
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
14
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
Продолжение таблицы 2
123456
ТВ-ЭК
рег. № 74600-19
Ктн =
CPB 123
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 47844-11
ЭКОМ-3000
рег.№
17049-04
ВЛ 110 кВ
Калининская –
Свердловская II цепь
с отпайками
(ВЛ 110 кВ
Свердловская2)
ВЛ 110 кВ
Калининская –
Свердловская III цепь
с отпайкой на ПС
ГПП-1 ТМЗ
(ВЛ 110 кВ
Свердловская3)
ТВ-ЭК
рег. № 74600-19
Ктн =
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-08
ВЛ 110 кВ
Калининская -
10 Кировская
(ВЛ 110 кВ
Кировская)
ТВГ-110
рег. № 22440-07
Ктн =
CPB 123
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 47844-11
ВЛ 110 кВ
Сибирская)
кл.т. 0,2
11Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Калининская -ТВ-ЭК
НАМИ-110 УХЛ1
Сибирская с отпайкой кл.т. 0,2S
на ПС МалышевскаяКтт = 1000/1
(ВЛ 110 кВрег. № 74600-19
рег
.
№ 2421
8
-0
8
ВЛ 110 кВ
ТВГ-110
рег. № 22440-07
Ктн =
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-08
ТВГ-110
рег. № 22440-07
Ктн =
CPB 123
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 47844-11
Калининская – Ново-
Свердловская ТЭЦ
I цепь (ВЛ 110 кВ
Калининская – Ново-
Свердловская
ТЭЦ №1)
ВЛ 110 кВ
Калининская – Ново-
Свердловская ТЭЦ
II цепь с отпайкой на
ПС Панельная
(ВЛ 110 кВ
Калининская – Ново-
Свердловская
ТЭЦ №2 с отпайкой
на ПС Панельная)
Резерв (бывш.
ВЛ 110 кВ
Калининская -
Шефская с отп. на
ПС СЭРЗ)
ТВГ-УЭТМ
рег. № 52619-13
®
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктн =
Ктт = 500/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-08
5
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
-
СЭТ-4ТМ.03.08
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
ТВ-ЭК
Ктт = 1000/1
Продолжение таблицы 2
123456
ТН 110 кВ 1СШ:
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т. 0,2
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
15ОВМ 110 кВ
кл.т. 0,2S
рег. № 24218-08
рег. № 74600-19
ТН 110 кВ 2СШ:
CPB 123
кл.т. 0,2
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 47844-11
ЭКОМ-3000
рег.№
17049-04
16КЛ 10 кВ РП-550-1
17КЛ 10 кВ РП-550-2
18 КЛ 10 кВ ВЕГА-ПРО
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
19ТП-1486 ст. 0,4 кВ
ТПОЛ-10
кл.т. 0,5
Ктт = 1000/5
рег. № 1261-59
ТПОЛ-10
кл.т. 0,5
Ктт = 1500/5
рег. № 1261-59
ТОЛ-СЭЩ
кл.т. 0,5S
Ктт = 150/5
рег. № 51623-12
ТШП
кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
рег. № 64182-16
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец
АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических
характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с
внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с
эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, –
активная, реактивная.
6
0,9
0,8
0,8
4,4
2,4
1,9
2,5
1,5
1,2
2,5
1,9
1,9
1,5
1,2
1,2
2,3
1,5
1,5
1,4
1,0
1,0
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении активной электрической энергии в нормальных
Номер ИКcosφ
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
1(2)%
,
5 %
,
20 %
,
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%
123 4 5 6
1 – 15
1,0 1,0 0,6 0,5 0,5
(Счетчик 0,2S; 0,8 1,1 0,8 0,6 0,6
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0,5 1,8 1,3 0,9 0,9
16, 17
1,0-1,81,10,9
(Счетчик 0,2S;0,8-2,81,61,2
ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,
5-
5,
4
2,
9
2
,2
18
1,0 1,8 1,1 0,9 0,9
(Счетчик 0,2S; 0,8 2,5 1,6 1,2 1,2
ТТ 0,5S; ТН 0,5)
0,5 4,8 3,0 2,2 2,2
19
1,0 1,7 0,9 0,6 0,6
(Счетчик 0,2S; 0,8 2,4 1,4 0,9 0,9
ТТ 0,5S)
0,5 4,6 2,7 1,8 1,8
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении реактивной электрической энергии в нормальных
Номер ИКcosφ
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
2%
,
5 %
,
20 %
,
100 %
,
I
2%
I
изм
< I
5
%
0,81,8
I
5 %
I
изм
<I
20 %
1,4
I
20 %
I
изм
<I
100%
1,0
I
100 %
I
изм
I
120%
1,0
0,51,5
0,8-
0,5-
0,84,0
0,52,4
1 – 15
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
16, 17
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
18
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5S; ТН 0,5)
19
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5S)
0,84,0
0,52,4
7
19
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5S)
1,5
1,4
1,4
4,6
2,8
2,3
2,8
1,9
1,7
2,9
2,3
2,3
2,0
1,7
1,7
2,5
1,7
1,6
1,7
1,2
1,2
Продолжение таблицы 3
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении активной электрической энергии в рабочих
Номер ИКcosφ
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
1(2)%
,
5 %
,
20 %
,
100 %
,
1
1 – 15
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
16, 17
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
18
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5S; ТН 0,5)
I
1(2)%
I
изм
< I
5
%
23
1,01,2
0,81,3
0,51,9
1,0 -
0,8 -
0,5 -
1,01,9
0,82,6
0,54,8
1,01,8
0,82,5
0,54,7
I
5 %
I
изм
<I
20 %
4
0,8
1,0
1,4
1,9
2,9
5,5
1,2
1,7
3,0
1,0
1,5
2,8
I
20 %
I
изм
<I
100%
5
0,7
0,9
1,1
1,2
1,7
3,0
1,0
1,4
2,3
0,8
1,1
1,9
I
100 %
I
изм
I
120%
6
0,7
0,9
1,1
1,0
1,4
2,3
1,0
1,4
2,3
0,8
1,1
1,9
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении реактивной электрической энергии в рабочих
Номер ИКcosφ
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
2%
,
5 %
,
20 %
,
100 %
,
I
2%
I
изм
< I
5
%
0,82,2
I
5 %
I
изм
<I
20 %
1,9
I
20 %
I
изм
<I
100%
1,6
I
100 %
I
изм
I
120%
1,6
0,51,9
0,8-
0,5-
0,84,2
0,52,7
1 – 15
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
16, 17
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
18
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5S; ТН 0,5)
19
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5S)
0,84,4
0,52,8
5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов
АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±
с
Примечания
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности
1(2)%P
для cos
=1,0
нормируются от I
1%
, границы интервала допускаемой относительной погрешности
1(2)%P
и
2%Q
для cos
<1,0 нормируются от I
2%
.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и
средней мощности (получасовой).
8
от 99 до 101
от 1 до 120
0,87
от 49,85 до 50,15
от +21 до +25
120000
72
90000
72
70000
72
75000
45
Значение
2
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
1
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии
ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 30206-94
от +21 до +25
от +18 до +22
от 90 до 110
от 1 до 120
0,5
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +10 до +30
от +10 до +30
от +18 до +24
- для счетчиков реактивной энергии
ГОСТ 31819.23-2012
ГОСТ 26035-83
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности, не менее
- частота, Гц
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
- для сервера, УССВ
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
55000
счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:
- средняя наработка до отказа, ч
- среднее время восстановления работоспособности, ч
счетчики электроэнергии EPQS:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД ЭКОМ-3000:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
радиосервер точного времени РСТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее
при отключенном питании, лет, не менее
45
3
9
Продолжение таблицы 4
12
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД 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 счетчиков и УСПД фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии;
пароль на УСПД;
паролинасервере,предусматривающиеразграничениеправдоступак
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Обозначение
2
ТАТ
ТВ-ЭК
ТВГ-110
ТВГ-УЭТМ
®
ТПОЛ-10
ТОЛ-СЭЩ
ТШП
CPB 245
НАМИ-110 УХЛ1
CPB 123
Количество
3
6 шт.
27 шт.
9 шт.
3 шт.
4 шт.
3 шт.
3 шт.
6 шт.
3 шт.
3 шт.
10
23
НТМИ-10-66 2 шт.
Альфа А180014 шт.
EPQS4 шт.
СЭТ-4ТМ.03.081 шт.
Продолжение таблицы 5
1
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
Радиосервер точного времени
Методика поверки
Паспорт-формуляр
ЭКОМ-3000 1 шт.
РСТВ-01 1 шт.
МП-005-2020 1 экз.
РЭМ-ПТР-2017.У022.ПС-ФО1 экз.
Поверка
осуществляетсяподокументуМП-005-2020«ГСИ. Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ Калининская. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнерТест» 28.08.2020 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в
состав АИИС КУЭ;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества
электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (регистрационныйномер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08);
радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);
измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 71394-18).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Калининская», аттестованной
ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц в
области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ Калининская
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
11
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью Управляющая компания «РусЭнергоМир»
(ООО УК «РусЭнергоМир»)
ИНН 5404338740
Адрес: 630087, г. Новосибирск, ул. Новогодняя, 24/1, этаж 5
Телефон: +7 (383) 349-81-00
Web-cайт: www.rusenergomir.ru
E-mail: info@rusenergomir.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнерТест» (ООО «ЭнерТест»)
Trial: 129327, г. Москва, ул. Коминтерна, д.7, корп. 2, комната 504 Телефон:
+7 (499) 991-19-91
Web-cайт: www.enertest.ru
E-mail: info@enertest.ru
Регистрационный номер RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц в области
обеспечения единства измерений Росаккредитации
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.