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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НижегородЭнергоТрейд" (г. Туймазы)

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы) (далее по тексту -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) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52322-2005 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, 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), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее УСВ-2) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

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 на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК «Пирамида». Коррекция часов ИВК «Пирамида» проводится вне зависимости от наличия расхождения часов ИВК «Пирамида» и времени УСВ-2, пределы

допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов ИВК «Пирамида» и времени УСВ-2 не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК «Пирамида» с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится вне зависимости от наличия расхождения часов счетчика и ИВК «Пирамида». Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журналые событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы) используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0 от 23.06.2014, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационные наименования модулей ПО

CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», зарегистрированы в Г осреестре СИ РФ (Рег. № 21906-11).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 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 электросчетчиков 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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Порядковый

номер

Наименование объекта и номер ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ПС-695 «Агир» 35/6 кВ

1

ПС-695 «Агир» 35/6 кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, яч. 1, ф. 695-01 ИК №1.1

ТОЛ-СЭЩ-10-21У2 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 07831-08; Зав. № 08497-08

НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0286

ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0302071129

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ

2

ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ,

1 сек. ш. 6 кВ, яч. 21, ф 30-13 ИК №1.2

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 86503; Зав. № 93476

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1286

ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0302071143

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

ПС-30

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5

«Райманово» 110/10/6 кВ,

3 сек.ш. 10 кВ, яч. 35, ф 30-35 ИК №1.3

НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 482

ПСЧ-4ТМ.05

активная

±1,0

±3,3

3

300/5 Зав. № 50723; Зав. № 46370

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0302072037

реактивная

±2,5

±5,2

ПС-30

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5

«Райманово» 110/10/6 кВ,

4 сек. ш. 10 кВ, яч. 42, ф 30-42 ИК №1.4

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 189489

ПСЧ-4ТМ.05

активная

±1,2

±3,3

4

300/5 Зав. № 3369; Зав. № 45703

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0302071219

реактивная

±2,8

±5,3

РП-5 10 кВ

РП-5, РУ-10 кВ,

ТПЛ-10У3

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 2215

5

I сек. ш. 10 кВ, яч. 5,

Кл. т. 0,5 150/5

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,3

ф. 5-5 ИК №1.5

Зав. № 7753; Зав. № 1697

Зав. № 0108076336

реактивная

±2,8

±5,3

ТП-2 10/6/0,4 кВ

6

ТП-2 10/6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 4 СШ 0,4 кВ,

Меркурий 230 ART-02 PQRSIN Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 26901735

активная

±1,1

±2,9

яч. 20, А46 ИК №1.6

реактивная

±2,4

±5,5

ТП-4 10/6/0,4 кВ

7

ТП-4 10/6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 3 СШ 0,4 кВ, яч. 14, А44 ИК №1.7

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 146472; Зав. № 196253; Зав. № 146473

-

Меркурий 233 ART-03 KR Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 15630003

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,1

±5,4

ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ

8

ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ,

3 сек.ш. 10 кВ, яч. 53, ф. 30-53 ИК №2.1

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 8869; ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 08873

НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 Зав. № 482

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0604112145

-

активная

реактивная

±1,0

±2,6

±3,3

±5,7

9

ПС-30 «Райманово» 110/10/6 кВ,

4 сек. ш. 10 кВ, яч. 54, ф. 30-54 ИК №2.2

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 42322; Зав. № 41927

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 189489

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0604112169

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

ПС-695 «Агир» 35/6 кВ

10

ПС-695 «Агир» 35/6 кВ, 2 сек. ш. 6 кВ, яч. 18, ф. 695-18 ИК №3.1

ТОЛ-СЭЩ-10-21У2 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 13985; Зав. № 13849

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 161

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611100415

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

ЗТП-6686П 6/0,4 кВ

ЗТП-6686П 6/0,4 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 10 ИК №3.2

ТОЛ-10-[-2У2

Кл. т. 0,5

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2033

ПСЧ-4ТМ.05.01

активная

±1,2

±3,3

11

300/5

Кл. т. 0,5S/1,0

-

Зав. № 36385; Зав. № 36377

Зав. № 0302085249

реактивная

±2,8

±5,3

12

ЗТП-6686П 6/0,4 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 11 ИК №3.3

ТОЛ-10-1-2У2

Кл. т. 0,5 300/5

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2033

ПСЧ-4ТМ.05.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,3

Зав. № 36405; Зав. № 36384

Зав. № 0302085480

реактивная

±2,8

±5,3

ТП-6227 6/0,4 кВ

13

ТП-6227 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ-0,4 кВ, Л-2 ИК №3.4

-

-

Меркурий 230 ART-02 PQRSIN Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 26901849

-

активная

реактивная

±1,1

±2,4

±3,2

±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.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Цном; ток (1,0-1,2) !ном, частота - (50±0,15) Гц; cosj =0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

а)    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9-1,1) Цн; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота - (50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

б)    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9-1,1) Цн2; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота -(50±0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 от минус 40 до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 от минус 40 до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии Меркурий 230 AR^02 РQRSIN от минус 40 до плюс 70 °C;

-    для счётчиков электроэнергии Меркурий 233 ART-03 KR от минус 40 до плюс 70 °C;

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05.01 от минус 40 до плюс 60 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05, СЭТ-4ТМ.03.01, Меркурий 233 ART-03 KR, ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05.01 не более 0,5 мТл;

-    магнитная индукция внешнего происхождения для счётчиков электроэнергии Меркурий 230 ART-02 PQRSIN не более 2,0 мТл;

в)    для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

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

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2, 3, 4, 5, 8, 9, 10, 11, 12, 13 от 0 до плюс 30 °C; для ИК № 6, 7 от плюс 15 до плюс 30 °C.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик ПСЧ-4ТM.05 - среднее время наработки на отказ не менее Т =90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТM.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т =90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;

-    электросчётчик Mеркурий 230 AR^02 РQRSIN - среднее время наработки на отказ не менее Т =150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;

-    электросчётчик Меркурий 233 ART-03 KR- среднее время наработки на отказ не менее Т =150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТM.05M - среднее время наработки на отказ не менее Т =140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТM.05.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т =90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т =70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =1 ч;

-    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 74500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    коммуникационный контроллер SDM-TC65 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч.

-    Коммуникатор GSM C-1.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

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;

-    журнал сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

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).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы) типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10-21У2

32139-06

4

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

1856-63

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10У3

1276-59

9

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

52667-13

3

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2363-68

1

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-2У2

15128-07

4

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-1 УХЛ2

16687-02

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

831-53

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-10У2

11094-87

1

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2 УХЛ2

16687-07

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

831-69

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

20186-05

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05

27779-04

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

27524-04

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 ART-02 РQRSIN

23345-07

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 233 ART-03 KR

34196-10

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05.01

27779-04

2

У стройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Коммуникационный контроллер

SDM-TC65

-

3

Коммуникатор

GSM C-1.02

-

4

Программное обеспечение

«Пирамида 2000»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-007-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2016 г.

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 без отключения цепей»;

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

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2005 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков Mеркурий 230 AR^02 РQRSIN - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;

-    счётчиков Меркурий 233 ART-03 KR - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.030 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 17 августа 2010 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05M - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05.01 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2005 г.;

-    УСВ-2 - ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 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 счетчиками 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%;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

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

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 «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы)

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

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

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

Развернуть полное описание