Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Фармстандарт"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Фармстандарт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счётчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АО «Фармстандарт», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), эталонный источник системного времени тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP. Постановка электронной цифровой подписи осуществляется на сервере БД.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ оснащена эталонным источником системного времени тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер). Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс.

СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени от источника точного времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5,0 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

Я

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

Вид

электроэнергии

Г раницы основной погрешности, (5), %

Границы погрешности в рабочих условиях, (5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

ВПУ-6 кВ

ТЛО-10

ЗНОЛП-ЭК-10

ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

±1,2

±4,2

1

ОАО Фармстандарт-

Кл. т. 0,5S

Кл. т. 0,5

Лексредства, ввод-2 КЛ-6 кВ от ПС Лесная

Ктт 600/5 Рег. № 25433-11

Ктн 6000/V3/ 100/V3 Рег. № 47583-11

реактивная

±2,8

±7,2

ВПУ-6 кВ

ТЛО-10

ЗНОЛП-ЭК-10

ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

±1,2

±4,2

2

ОАО Фармстандарт-

Кл. т. 0,5S

Кл. т. 0,5

Лексредства, ввод-1 КЛ-6 кВ от ПС Лесная

Ктт 600/5 Рег. № 25433-11

Ктн 6000/V3/ 100/V3 Рег. № 47583-11

реактивная

±2,8

±7,2

3

ПС 110кВ Кировская, ЗРУ-6 кВ, яч. 30, ф. Лексредства-1

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

4

ПС 110кВ Кировская, ЗРУ-6кВ, яч. 62, ф. Лексредства-2

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 32139-11

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,2

±7,2

1

2

3

4

5

6

7

8

5

ЦРП (6 кВ)

ОАО Фармстандарт-Лексредства, РУ-6 кВ, яч. 3, ввод КЛ-6 кВ от ПС Кировская

ТПОЛ-10М Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,2

±7,2

6

ЦРП (6 кВ)

ОАО Фармстандарт-Лексредства, РУ-6 кВ, яч. 2, ввод КЛ-6 кВ от ПС Кировская

ТПОЛ-10М Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11

НТМК-6-71 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 323-49

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,2

±7,2

ПС 110кВ

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 32139-06

НОЛ.08-6УТ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/ 100/V3 Рег. № 3345-04

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,2

±4,1

7

Промышленная, РУ-6 кВ, яч. 36

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

реактивная

±2,8

±7,1

ПС 110 кВ

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 7069-07

НОЛ.08-6УТ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/ 100/V3 Рег. № 3345-04

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,2

±4,1

8

Промышленная, РУ-6 кВ, яч. 39

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

реактивная

±2,8

±7,1

9

ПС 110кВ Дружба, РУ-6 кВ, яч. 33

ТЛК-10-6У3 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 42683-09

НОЛ.08-6УТ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/ 100/V3 Рег. № 3345-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

10

ПС 110кВ Дружба, РУ-6 кВ, яч. 42

ТЛК-10-6У3 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 42683-09

НОЛ.08-6УТ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/ 100/V3 Рег. № 3345-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

11

РП-501 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 9

ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11

НАЛИ-СЭЩ-6-4 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51621-12

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,2

±7,2

12

РП-501 6 кВ, РУ-6кВ, яч. 1

ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11

НАЛИ-СЭЩ-6-4 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51621-12

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,2

±7,2

13

РП-501 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 6

ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S Ктт. 600/5 Рег. № 47958-11

НАЛИ-СЭЩ-6-4 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51621-12

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,2

±7,2

14

РП-501 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 10

ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11

НАЛИ-СЭЩ-6-4 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51621-12

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,2

±7,2

15

РП-500 6кВ, РУ-6 кВ, яч. 13

ТОЛ-СВЭЛ-10М Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 54721-13

ЗНОЛ-СВЭЛ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/ 100/V3 Рег. № 42661-09

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

16

РП-500 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 14

ТОЛ-СВЭЛ-10М Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 54721-13

ЗНОЛ-СВЭЛ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/ 100/V3 Рег. № 42661-09

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

17

ТП-610-78 6 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. 1,

ТТИ-100 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 28139-12

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ Т1

Рег. № 36697-08

реактивная

±2,4

±7,1

18

ТП-610-78 6 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. 2,

ТТЭ-С Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 54205-13

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ Т2

Рег. № 36697-08

реактивная

±2,4

±7,1

19

РУ-0,4 кВ ТП-610-76,

ТТЭ-С Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

±1,0

±4,1

КЛ-1 0,4 кВ

Ктт 300/5 Рег. № 54205-13

реактивная

±2,4

±7,1

20

РУ-0,4 кВ ТП-610-76,

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

±1,0

±4,1

КЛ-2 0,4 кВ

Ктт 300/5 Рег. № 47957-11

реактивная

±2,4

±7,1

ТП-5 10кВ ОАО ПЗБ,

21

РУ-0,4кВ, яч.1, КЛ-0,4кВ к

ТТИ-А Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

±1,0

±4,1

Электрощитовой №5 корпуса №2 ЗАО Лекко

Ктт 600/5 Рег. № 28139-12

реактивная

±2,4

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

22

ТП-5 10кВ ОАО ПЗБ, РУ-0,4кВ, яч.8, КЛ-0,4кВ к Электрощитовой №5 корпуса №2 ЗАО Лекко

ТТИ-А Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

23

ТП-5 10кВ ОАО ПЗБ, РУ-0,4кВ, яч.2, КЛ-0,4кВ к Электрощитовой №3 корпуса №2 ЗАО Лекко

ТТИ-60 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

24

ТП-5 10кВ ОАО ПЗБ, РУ-0,4кВ, яч.6, КЛ-0,4кВ к Электрощитовой №3 корпуса №2 ЗАО Лекко

ТТИ-60 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 28139-12

-

ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, I=0,05 1ном, I=0,02 !ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 20 от минус 40 до плюс 60 °C.

4    В таблице 2 и далее по тексту приняты следующие сокращения (обозначения): Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

5    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных 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 данной таблице метрологических характеристик.

6    Замена оформляется техническим актом в установленном на объекте порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

20

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК

165000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М

165000

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сут, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

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

-    электросчетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    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 на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Фармстандарт» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛО-10

6

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

2

Трансформатор тока

ТПОЛ-10М

2

Трансформатор тока

ТПОЛ-10М

2

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

3

Трансформатор тока

ТОЛ-10

2

Трансформатор тока

ТЛК-10-6У3

6

Трансформатор тока

ТПОЛ-10У3

8

Трансформатор тока

ТОЛ-СВЭЛ-10М

6

Трансформатор тока

ТТИ-100

3

Трансформатор тока

ТТЭ-С

6

Трансформатор тока

ТШП-0,66

3

Трансформатор тока

ТТИ-А

6

1

2

3

Трансформатор тока

ТТИ-60

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

1

Трансформатор напряжения

НТМК-6-71

1

Трансформатор напряжения

НОЛ.08-6УТ2

10

Трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ-6-4

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СВЭЛ-6

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

8

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 058-2018

1

Паспорт-формуляр

77148049.422222.064-ПСФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 058-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Фармстандарт». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект 30.08.2018 г.

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»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу ИЛГШ. 411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утверждённому ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ1, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.

Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- радиочасы МИР РЧ-2, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

термогигрометр CENTER (мод. 315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %, Рег. № 22129-09;

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Фармстандарт», аттестованном

ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Фармстандарт»

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

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

Развернуть полное описание