Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "КриоГаз". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "КриоГаз"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1283 п. 45 от 18.08.2014
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) ООО «КриоГаз » (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК.16 и СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 и ГОСТ 30206-94 в части активной электроэнергии и 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии, вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных.

Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров.

2-й уровень - информационно - вычислительный комплекс (далее - ИВК), расположенный в серверной ООО «КриоГаз», обеспечивающий выполнение следующих функций :

- сбор информации от счетчиков АИИС КУЭ (результаты измерений, журнал событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базе данных сервера ООО «КриоГаз»;

- доступ к информации и ее передачу в организации - участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) и другие заинтересованные организации;

- передача информации в формате XML на сервер информационно - вычислительного комплекса ООО «ЕЭС.Гарант» (далее - ИВК ООО «ЕЭС.Гарант»);

- передача информации в ОАО «АТС».

ИВК состоит из серверов сбора и базы данных, устройства синхронизации времени, автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ) персонала и программного обеспечения (далее -ПО) «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включает в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений

Лист № 2

Всего листов 10 частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.

ИВК автоматически опрашивает счетчики АИИС КУЭ. В 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. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС».

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Контроль времени в часах счетчиках АИИС КУЭ автоматически выполняет ИВК, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и ИВК на величину более ± 1 с.

Корректировка часов ИВК выполняется автоматически, от устройства синхронизации времени УСВ - 3 (Госреестр № 51644-12). В комплект УСВ - 3 входят антенный блок для наружной установки и блок питания с интерфейсами. Корректировка часов ИВК происходит ежесекундно.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергосфера», установленного в ИВК

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Библиотека pso metr.dll

1.1.1.1

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

MD5

PSO.exe

7.0.50.4307

1736ee4e 1 cfec966e6827018c848c2cd

MD5

expimp.exe

7.0.89.3470

78c0668585c7cc02052f7ee49d6e74d1

MD5

ControlAge.exe

7.0.92.2275

ecfc63edde011188da4ce0bab94f18b7

MD5

AdCenter.exe

7.0.86.1336

6fa313bd7f5b4a6652fa722bcff3459a

MD5

AdmTool.exe

7.0.16.6254

73ad73ac9420348d73da0cc3c7887906

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифро-

вой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го уровня ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблицах 3 и 4.

Таблица 2 - Состав

-го уровня ИК

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

1

ПС 46 6/0,4 кВ; РУ - 6 кВ;

1 с. ш. 6 кВ; ячейка № 5

ТОЛ-СЭЩ-10 Госреестр № 32139-06 Кл. т. 0,5 1200/5 Зав. № 25376-08

-

Зав. № 25368-08

ЗНОЛП-6 Госреестр № 23544-07

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4844 Зав. № 3747 Зав. № 3762

СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр № 36697-12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809135447

активная, реактивная

2

ПС 46 6/0,4 кВ; РУ - 6 кВ;

1 с. ш. 6 кВ;

ТСН - 1 0,4 кВ

ТШП - 0,66 Госреестр № 47957-11 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 4055409 Зав. № 4055387 Зав. № 4055404

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Госреестр № 46634-11

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112137615

3

ПС 46 6/0,4 кВ; РУ - 6 кВ; 2 с. ш. 6 кВ; ячейка № 17

ТОЛ-СЭЩ-10 Госреестр № 32139-06 Кл. т. 0,5 1200/5 Зав. № 25369-08

-

Зав. № 25370-08

ЗНОЛП-6 Госреестр № 23544-07

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3707 Зав. № 3842 Зав. № 3806

СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр № 36697-12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810135154

4

ПС 46 6/0,4 кВ; РУ - 6 кВ; 2 с. ш. 6 кВ; ТСН - 2 0,4 кВ

ТШП - 0,66 Госреестр № 47957-11 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 4042612 Зав. № 4042618 Зав. № 4042583

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Госреестр № 46634-11

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112137661

5

ГПП - 2 ПС 110/6 кВ Северская; РУ - 6 кВ; 4 с. ш. 6 кВ; яч. № 57

ТОЛ-10-I Госреестр № 15128-07 Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 34551

-

Зав. № 17268

ЗНОЛП-6 Госреестр № 23544-07

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3796 Зав. № 3862 Зав. № 3658

СЭТ-4ТМ.03М Госреестр № 36697-12 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812137668

Окончание таблицы 2

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

6

ГПП - 2 ПС 110/6 кВ Северская; РУ - 6 кВ;

3 с. ш. 6 кВ; яч. № 73

ТОЛ-10-I Госреестр № 15128-07 Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 34552

-

Зав. № 17269

ЗНОЛП-6 Госреестр № 23544-07

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 7124 Зав. № 7118 Зав. № 7142

СЭТ-4ТМ.03М Госреестр № 36697-12 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812137778

активная, реактивная

7

ПС ЦРВ 6/0,4 кВ; РУ - 6 кВ;

1 с. ш. 6 кВ; ячейка № 9; ф. Ввод 1

ТОЛ-10-I Госреестр № 15128-07

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 22280

-

Зав. № 22277

ЗНОЛП-6 Госреестр № 23544-07

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Зав. № 3321 Зав. № 3188 Зав. № 3319

СЭТ-4ТМ.03 Госреестр № 27524-04 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111080158

8

ПС ЦРВ

6/0,4 кВ;

РУ - 6 кВ;

1 с. ш. 6 кВ;

ТСН - 1 0,4 кВ;

ячейка № 11

ТШП - 0,66 Госреестр № 47957-11 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 4055383 Зав. № 4055389 Зав. № 4055394

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Госреестр № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112137686

9

ПС ЦРВ 6/0,4 кВ; РУ - 6 кВ;

2 с. ш. 6 кВ; ячейка № 16;

ф. Ввод 2

ТОЛ-10-I Госреестр № 15128-07

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 21491

-

Зав. № 21767

ЗНОЛП-6 Госреестр № 23544-07

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3307 Зав. № 3316 Зав. № 3325

СЭТ-4ТМ.03 Госреестр № 27524-04

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111080045

10

ПС ЦРВ

6/0,4 кВ;

РУ - 6 кВ;

2 с. ш. 6 кВ;

ТСН - 2 0,4 кВ;

ячейка № 18

ТШП - 0,66 Госреестр № 47957-11 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 4043245 Зав. № 4042577 Зав. № 4043246

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Госреестр № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112137693

Лист № 5

Всего листов 10

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (±S), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1, 3

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

1,8

2,5

2,9

5,5

2,3

2,9

3,3

5,8

0,2Ihi < 11 < Ihi

1,2

1,5

1,7

3,0

1,8

2,1

2,2

3,5

1н1 < 11 < 1,2Ihi

1,0

1,2

1,3

2,3

1,7

1,9

2,0

2,8

2, 4, 8, 10

0,051н1 < 11 < 0,21н1

1,7

2,4

2,8

5,4

2,2

2,8

3,2

5,6

0,21н1 < 11 < 1н1

1,0

1,3

1,5

2,7

1,7

1,9

2,1

3,2

1н1 < 11 < 1,21н1

0,8

1,0

1,1

1,9

1,6

1,7

1,8

2,5

5, 6

0,021н1 < 11 < 0,051н1

1,0

1,2

1,3

2,1

1,2

1,4

1,5

2,3

0,051н1 < 11 < 0,21н1

0,8

0,9

1,0

1,7

1,0

1,1

1,2

1,8

0,21н1 < 11 < 1н1

0,7

0,8

0,9

1,4

0,9

1,0

1,1

1,6

1н1 < 11 < 1,21н1

0,7

0,8

0,9

1,4

0,9

1,0

1,1

1,6

7, 9

0,051н1 < 11 < 0,21н1

1,8

2,4

2,8

5,4

1,9

2,5

2,9

5,5

0,21н1 < 11 < 1н1

1,1

1,4

1,6

2,9

1,2

1,5

1,7

3,0

1н1 < 11 < 1,21н1

0,9

1,1

1,2

2,2

1,1

1,3

1,4

2,3

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (±S), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±S), %

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 3

0,051н1 < 11 < 0,21н1

5,7

4,6

2,7

6,5

5,5

4,0

0,21н1 < 11 < 1н1

3,2

2,6

1,8

4,5

4,0

3,4

1н1 < 11 < 1,21н1

2,5

2,1

1,5

4,0

3,7

3,2

Окончание таблицы 4

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Основная относительная погрешность ИК, (±S), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±S), %

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1

2

3

4

5

6

7

8

2, 4, 8, 10

0,051н1 < I1 < 0,2Ihi

5,6

4,4

2,6

6,4

5,4

3,9

0,21н1 < I1 < 1н1

2,9

2,4

1,6

4,3

3,9

3,3

1н1 < I1 < 1,21н1

2,1

1,8

1,3

3,8

3,5

3,2

5, 6

0,021н1 < I1 < 0,051н1

2,4

2,0

1,6

2,9

2,6

2,1

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

1,9

1,6

1,1

2,6

2,3

1,8

0,21н1 < I1 < 1н1

1,6

i,3

1,0

2,3

2,1

1,7

1н1 < I1 < 1,2Ih1

1,6

i,3

1,0

2,3

2,1

1,7

7, 9

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

5,8

4,7

2,9

6,4

5,2

3,6

0,21н1 < I1 < 1н1

3,2

2,6

1,8

3,7

3,2

2,5

1н1 < I1 < 1,2Ih1

2,5

2,1

1,5

3,0

2,7

2,3

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

3. Нормальные условия:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uh; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)Ih; коэффициент мощности cosф ^тф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ от 15 °С до 35 °С; ТН от 15 °С до 35 °С; счетчиков: от 21 °С до 25 °С; ИВК от 15 °С до 25 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,02 (0,05) - 1,2)Ih1; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 35°С до 35°С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от 0 °С до 35 °С;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от 10 °С до 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М и ПСЧ-4ТМ.05МК.16 - не менее 165000 ч; среднее время восстановления работоспособности 2 ч; для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 - не менее 90000 ч; среднее время восстановления работоспособности 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания ИВК 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 счетчика фиксируются факты:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-ние:

- пароль на счетчике;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков АИИС КУЭ - не менее 30 лет;

- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КриоГаз » типографическим способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия

Количество (шт.)

Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10

4

Трансформаторы тока шинные ТШП - 0,66

12

Трансформаторы тока ТОЛ-10-I

8

Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-6

18

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М.01

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК.16

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03

2

Устройство синхронизации времени УСВ-3

1

ПО «Энергосфера»

1

Методика поверки

1

Паспорт-формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 58161-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КриоГаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 года.

Перечень основных средств 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»;

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

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01 и СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК.16 - в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г.;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 октября 2004 г.;

- 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.;

- 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 со счетчиками АИИС КУЭ 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 и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КриоГаз », свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00225/206-169-14 от 21.07.2014 г.

Нормативные документы

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

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

технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

Лист № 10

Всего листов 10

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90  «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание