Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнергосбыт" ("Сибирское молоко" филиал ОАО "Вимм-Билль-Данн"). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнергосбыт" ("Сибирское молоко" филиал ОАО "Вимм-Билль-Данн")

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1635 п. 53 от 20.10.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» («Сибирское молоко» филиал ОАО «Вимм-Билль-Данн») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя следующие компоненты: сервер сбора данных (далее - сервер ССД) с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени УСВ-3, автоматизированное рабочее место (АРМ), расположенные в помещении серверной «Сибирское молоко» филиал ОАО «Вимм-Билль-Данн»; АРМ, расположенный в отделе главного энергетика «Сибирское молоко»; сервер центра сбора и обработки данных (далее - сервер) с программным комплексом (далее - ПК) «Энергосфера», радиосервер точного времени РСТВ-01, расположенные в помещении центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) ОАО «Мосэнергосбыт»; каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модемы, после чего сигнал передаётся по каналу сотовой связи стандарта GSM на входы преобразователя интерфейсов RS485/Ethernet, далее по каналу связи Ethernet поступает на сервер ССД, расположенный в серверной ОАО «Сибирское молоко».

На сервере ССД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее измерительная информация поступает на сервер ЦСОД ОАО «Мосэнергосбыт».

Передача информации от ЦСОД ОАО «Мосэнергосбыт» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и 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 ОАО «АТС», ОАО «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 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01, принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией РБУ, и устройством синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующим собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3. Часы сервера ЦСОД ОАО «Мосэнергосбыт» (НР ProLiant DL380 G5, зав. № CZC8434BCJ) синхронизированы с РСТВ-01, коррекция часов сервера осуществляется при расхождении ± 2 с. Погрешность синхронизации не более ± 0,5 с. Часы сервера ССД синхронизированы с УСВ-3, коррекция часов сервера осуществляется при расхождении ± 2 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC (SU) ± 100 мкс.

Синхронизация часов счетчиков с часами сервера ССД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ССД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств. Журнал событий сервера ЦСОД ОАО «Мосэнергосбыт» отражает: время (дата, часы, минуты) 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 «АльфаЦЕНТР» и ПК «Энергосфера», в состав которых входят программы, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» и ПК «Энергосфера» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР» и ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля(идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

6

Сервер ССД «Сибирское молоко»

ПО «Альфа ЦЕНТР»

Программа -планировщик опроса и передачи данных

Am-rserver.exe

14.02.01.02

79143bc0e285e95dc0f 9b0a041d4ac8a

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

Amrc.exe

bf83e550c4c6e8a0266 b01f812b0a038

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

Ameta.exe

0f986e4acd0696470ee 4fe27178dbe9a

Драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

b9b166136295844226 2f0cabd45f9c08

Библиотека шифрования пароля счетчиков

Encryptdll.dll

0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c

Библиотека сообщений планировщика опросов

Al-phamess.dll

b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd

Сервер ЦСОД ОАО «Мосэне

ргосбыт»

ПК «Энер-госфе-ра»

Оперативный контроль данных

AlarmSvc.ex e

6.5

8CBDA1D69154D0E 0E8E560E5E956CB9 C

MD5

Анализатор 485

Spy485.exe

CA4324C24F2C212D 4F81171F5F437B19

АРМ Энергосфера

Con-trolAge.exe

C289D8709BD193AA 45254CBB46017FD0

Архив

Archive.exe

8DD7DF147901B813

91FB5EF16767A2EF

Импорт из Excel

Dts.exe

F16E7F7DDBFBB718

FC932AAF54C60F4D

Инсталлятор

Install.exe

6587C6B1C570C2BD

1366BBFE60B23D98

Окончание таблицы 1

1

2

3

4

5

6

ПК «Энергосфера»

Консоль администратора

Adcenter.exe

5F9E099D15DFD8 AFFFD3284CEC513 914

Локальный АРМ

Con-trolAge.exe

C289D8709BD193A

A45254CBB46017F DO

Менеджер программ

SmartRun.exe

F73916AF2BE4E52 6613EFAF4DC8F9 D93

Редактор расчетных схем

AdmTool.exe

BA2923515A44B43

A6669A4321B7C1D CC

Ручной ввод данных

HandInput.exe

20712A0E4AD6E4C B914C98AEE38C9 DE8

Сервер опроса

PSO.exe

C0B074D1B6F20F0 28C8816D9748F821 1

Тоннелепрок-ладчик

TunnelEcom.e

xe

3027CF475F05007F

F43C79C053805399

Центр импор-та/экспорта

expimp.exe

74E422896723B317

23AADEA7EEFD98 6F

Электроколлектор

ECollect.exe

489554F96E8E1FA2 FB30FECB4CA018 59

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня ИК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» («Сибирское молоко» филиал ОАО «Вимм-Билль-Данн») и их основные метрологические характеристики

Но мер ИК

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погреш ность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

1

РП-10кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш.-10 кВ, яч.17

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5S 1000/5 Зав. № 60826 Зав. № 62422

ЗНОЛ.06-10

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 3000425 Зав. № 3000531 Зав. № 3000594

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0811136519

HP ProLiant DL160 Gen8 Зав. № CZJ33801

RJ

НР ProLiant DL380 G5 Зав. № CZC8434 BCJ

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,8

2

2

РП-10кВ, РУ-10 кВ, 3 с.ш.-10 кВ, яч.25

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 12908 Зав. № 14324

ЗНОЛ.06-10

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 3000572 Зав. № 3000647 Зав. № 3000348

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0811136385

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,8

3

3

РП-10кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш.-10 кВ, яч.4

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5S 1000/5 Зав. № 60533 Зав. № 61392

ЗНОЛ.06-10

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 3000438 Зав. № 3000636 Зав. № 3000595

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0808111268

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,8

4

4

РП-10кВ, РУ-10 кВ, 3 с.ш.-10 кВ, яч.21

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5S 1000/5 Зав. № 55859 Зав. № 50188

ЗНОЛ.06-10

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 3000572 Зав. № 3000647 Зав. № 3000348

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0812111587

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,8

5

5

РП-10кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш.-10 кВ, яч.13

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 14374 Зав. № 13664

ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 3000425 Зав. № 3000531 Зав. № 3000594

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0812139206

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,8

6

6

РП-10кВ, РУ-10 кВ, 3 с.ш.-10 кВ, яч.26

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 14451 Зав. № 13557

ЗНОЛ.06-10

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 3000572 Зав. № 3000647 Зав. № 3000348

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0811136291

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,8

7

7

РП-10кВ, РУ-10 кВ, 3 с.ш.-10 кВ, яч.22

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 13570 Зав. № 13666

ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 3000572 Зав. № 3000647 Зав. № 3000348

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0811136333

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,8

Окончание Таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

8

8

РП-10кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш.-0.4 кВ, (МБУ "Новосибирск-горсвет")

Т-0,66 М II У3 Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 852814 Зав. № 852816 Зав. № 852810

СЭТ-4ТМ.03М.08 0,5S/1,0 Зав. № 0808130331

HP ProLiant DL160 Gen8 Зав. № CZJ33801 RJ

НР ProLiant DL380 G5 Зав. № CZC8434 BCJ

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,3

±5,7

9

9

ТП-4 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш.-0,4 кВ, П-5 (ЗАО «Микас»)

Т-0,66 М II У3

Кл.т. 0,5S 150/5 Зав. № 164896 Зав. № 164899 Зав. № 164901

СЭТ-4ТМ.03М.08 0,5S/1,0 Зав. № 0810130298

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,3

±5,7

10

10

ТП-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 4 с.ш.-0,4 кВ, П-14 (ООО "СТИ-

А")

ТОП-0,66 У3

Кл.т. 0,5S 150/5 Зав. № 4024957 Зав. № 4025003 Зав. № 4024995

СЭТ-4ТМ.03М.08 0,5S/1,0 Зав. № 0810130947

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,3

±5,7

11

13

ВРУ-0,4 кВ ГПК, (ОАО "МТС")

ПСЧ-4ТМ.05МК.20 1/2 Зав. № 1105141836

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,4

±6,4

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 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; ча

стота (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающей среды: (23±2) °С;

5 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45°С до плюс 50°С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при 35 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков 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 cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 60°С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при 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 10°С до плюс 25°С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

6 Погрешность в рабочих условиях указана для 2% 1ном cos9 = 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0°С до плюс 40°С;

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена контроллеров УСВ-3 и РСТВ-01 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный

информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- устройство синхронизации времени УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 45 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- радиосервера точного времени РСТВ-01 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- сервер ССД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256 554 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 часа.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

-    журнал контроллера сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения на счетчике;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- счетчика электрической энергии;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (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:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме

нее 3,5 лет (функция автоматизирована). _

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» («Сибирское молоко» филиал ОАО «Вимм-Билль-Данн») типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Г осреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-1

15128-07

14

Трансформаторы тока

Т-0,66 М У3/И

50733-12

6

Трансформаторы тока

ТОП-0,66 У3

44142-11

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-10

3344-08

9

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

10

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

46634-11

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

51644-12

1

Радиосервер точного времени

РСТВ-01

40586-09

1

Сервер с программным обеспечением

«АльфаЦЕНТР»

_

1

Сервер с программным комплексом

«Энергосфера»

_

1

Автоматизированное рабочее место

_

_

1

Методика поверки

_

_

1

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 58791-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» («Сибирское молоко» филиал ОАО «Вимм-Билль-Данн»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато

ры тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки»;

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

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г.;

- устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

- радиосервера РСТВ-01 - в соответствии с документом «Радиосервер точного времени РСТВ-01. Руководство по эксплуатации» ПЮЯИ.468212.039РЭ, раздел 5 «Методика поверки», утвержденным ФГЦП «ВНИИФТРИ» 22.01.09 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): 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 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» («Сибирское молоко» филиал ОАО «Вимм-Билль-Данн»), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.002202013 от 05.07.2013 г.

Нормативные документы

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.

Лист № 10

Всего листов 10

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание