Номер в госреестре | 64782-16 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НижегородЭнергоТрейд" (г. Туймазы) |
Изготовитель | ООО "Региональная энергетическая компания", г.Нижний Новгород |
Год регистрации | 2016 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Методика поверки | скачать |
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.
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.
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.
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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (г. Туймазы) типографским способом.
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 |
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.
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, 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.
Зарегистрировано поверок | 3 |
Поверителей | 1 |
Актуальность данных | 07.11.2024 |