| Номер в госреестре | 80715-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП "РНЦ "Прикладная химия" |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Энергетическая компания "СТИ" (ООО "ЭК "СТИ"), г. Санкт-Петербург |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5
лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
- подготовка данных в виде электронного документа XML для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «E-ресурс» ES.02».
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
ИВК выполнен на базе комплекса программно-технического «E-ресурс» ES.02 и включает в себя:
- сервер баз данных;
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 и модемов GSM/GPRS для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. ИВК получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-3 (рег. №64242-16). При каждом опросе счетчиков ИВК определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще
1 раза в сутки. Журналы событий счетчиков и ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ПО «E-ресурс» ES.02 |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Не ниже 1.0 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре ПТК «E-ресурс» ES.02 |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | контролирующая утилита echeck |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Не присвоен |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | ee52391ad32ba71f32191bb073829f15 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК/ СОЕВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, Ф.51-01/101 | ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 УСВ-3 |
| рег. № 64242-16 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, Ф.51-02 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 69606-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 УСВ-3 рег. № 64242-16 |
| 3 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, Ф.51- 03/103 | ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 4 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, Ф.51-13/113 | ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 5 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, Ф.51-16 | ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 6 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, Ф.51-18 | ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 7 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, Ф.51-19 | ТПК-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 22944-07 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 8 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, Ф.51-22/122 | ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 9 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, Ф.51-25/125 | ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 10 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, Ф.51-26 | ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 11 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 СШ, Ф.51-31 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 12 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 СШ, Ф.51-32 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
Лист № 5 Всего листов 10
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 СШ, Ф.51-34 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 УСВ-3 рег. № 64242-16 |
| 14 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 СШ, Ф.51-41/141 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 15 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 СШ, Ф.51-43 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 16 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 СШ, Ф.51-44/144 | ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 17 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 СШ, Ф.51-45 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 18 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 СШ, Ф.51-46/146 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 69606-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 19 | ПС-51 "ГИПХ" 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 СШ, Ф.51-48/148 | ТПЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 69608-17 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 20 | ПС-50 "Девяткино" 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ, Ф.50-03 | ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 814-53 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| 21 | ПС-50 "Девяткино" 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ, Ф.50-04 | ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 814-53 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | |
| Примечания: 1 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть | |||||
| ИК №№ | cos ф | I2^ I изм<! 5 | I5^ I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <I 120 | ||||
| % | % | 6wbP % | бwоA % | бwоP % | |||||
| 15, 20, 21 | 0,50 | - | - | ±5,5 | ±3,0 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,80 | - | - | ±3,0 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,4 | ±2,1 | |
| 0,87 | - | - | ±2,7 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,1 | ±1,2 | ±2,4 | |
| 1,00 | - | - | ±1,8 | - | ±1,2 | - | ±1,0 | - | |
| 1-14, 16-19 | 0,50 | ±4,9 | ±2,7 | ±3,1 | ±2,1 | ±2,3 | ±1,5 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,80 | ±2,7 | ±4,1 | ±1,9 | ±2,9 | ±1,4 | ±2,1 | ±1,4 | ±2,1 | |
| 0,87 | ±2,4 | ±5,0 | ±1,8 | ±3,3 | ±1,2 | ±2,4 | ±1,2 | ±2,4 | |
| 1,00 | ±1,9 | - | ±1,2 | - | ±1,0 | - | ±1,0 | - | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos ф | I2^ I изм<! 5 | I5^ I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <I 120 | ||||
| Swa % | 6wp % | Swa % | 6wp % | Swa % | 6wp % | Swa % | 6wp % | ||
| 15, 20, 21 | 0,50 | - | - | ±5,7 | ±4,0 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,6 | ±3,1 |
| 0,80 | - | - | ±3,3 | ±5,3 | ±2,2 | ±3,7 | ±1,9 | ±3,4 | |
| 0,87 | - | - | ±3,0 | ±6,2 | ±2,0 | ±4,1 | ±1,8 | ±3,6 | |
| 1,00 | - | - | ±2,0 | - | ±1,4 | - | ±1,3 | - | |
| 1-14, 16-19 | 0,50 | ±5,1 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 | ±2,6 | ±3,1 | ±2,6 | ±3,1 |
| 0,80 | ±3,0 | ±4,9 | ±2,3 | ±3,9 | ±1,9 | ±3,4 | ±1,9 | ±3,4 | |
| 0,87 | ±2,8 | ±5,6 | ±2,2 | ±4,3 | ±1,8 | ±3,6 | ±1,8 | ±3,6 | |
| 1,00 | ±2,3 | - | ±1,4 | - | ±1,3 | - | ±1,3 | - | |
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечание:
I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ;
I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
!изм - силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
бwоA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
5wоР - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
5wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
5wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95
при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 21 |
| Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ^ом - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: | от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера | от (2)5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
| Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | Автоматическое |
| Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов | Автоматическое |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 100 3,5 |
наносится на титульный лист формуляра АИИС.02092019/17082020-ТРП.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия». Формуляр».
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ | 14 |
| Трансформаторы тока | ТПК-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-НТЗ | 20 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03.01 | 21 |
| СОЕВ | УСВ-3 | 1 |
| ИВК | ПТК «E-ресурс» ES.02 | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия». Формуляр | АИИС.02092019/17082020- ТРП.ФО | 1 |
| ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия». Методика поверки | МП-305-RA.RU.310556-2020 | 1 |
осуществляется по документу МП-305-RA.RU.310556-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия». Методика поверки», утвержденному Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» 19.09.2020 г.
Основные средства поверки:
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 5646514);
- для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- для ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03.01 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована руководителем ГСИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- для устройства синхронизации времени УСВ-3 осуществляется по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия»» Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ФГУП «РНЦ «Прикладная химия»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
