Приложение. Описание типа средства измерений

Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от 31 мая 2017 г. N 1126

Описание типа средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) Новосибирской ГЭС.

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) Новосибирской ГЭС (в дальнейшем - АИИС КУЭ Новосибирской ГЭС) предназначена для измерений электрической энергии и мощности.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ Новосибирской ГЭС представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из следующих основных средств измерений - измерительных трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии, устройства сбора и передачи данных (далее УСПД) и вспомогательного оборудования - устройств связи, модемов различных типов и автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПЭВМ.

Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:

- активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;

- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

- календарного времени и интервалов времени.

Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, в УСПД может храниться служебная информация: регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация.

В АИИС КУЭ Новосибирской ГЭС измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики СЭТ-4ТМ.02 и СЭТ-4ТМ.03 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность и полную мощность . Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму . Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р на 30-минутных интервалах времени. Подключение счётчиков к УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в УСПД, выполняющего функции ИВКЭ. В УСПД происходят сбор, накопление и передача измерительной информации на уровень ИВК в центральное УСПД - "ИКМ-Пирамида". Измеренные значения активной (реактивной) электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных УСПД и "ИКМ-Пирамида". Для передачи данных от УСПД на уровень ИВК в "ИКМ-Пирамида" используются проводные линии связи (RS-485). Данные из "ИКМ-Пирамида" передаются на хранение в сервер базы данных по сети Ethernet. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с "ИКМ-Пирамида" и сервера базы данных передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах Новосибирской ГЭС по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных "ИКМ-Пирамида" и сервера базы данных.

АИИС КУЭ Новосибирской ГЭС имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, всех УСПД и "ИКМ-Пирамида" и имеет нормированную точность. Коррекция системного времени производится, не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени УСВ-3, подключенного к "ИКМ-Пирамида" АИИС КУЭ Новосибирской ГЭС. Коррекция времени счетчиков и УСПД производится автоматически при рассогласовании с системным временем более чем на с.

Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращений активной и реактивной электрической энергии, измерений календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 60 суток;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 60 суток;

Для целей предотвращения физического доступа к токовым цепям и цепям напряжения счетчика и защиты метрологических характеристик системы предусмотрено выполнение следующих мероприятий: пломбирование корпусов счетчиков; испытательных коробок; клемм измерительных трансформаторов тока; установка прозрачной крышки из органического стекла на промежуточных клеммниках токовых цепей с последующим пломбированием. На программном уровне предусмотрена организация системы паролей с разграничением прав пользователей.

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ Новосибирской ГЭС являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

Программное обеспечение

В ИВК АИИС используется программное обеспечение из состава системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления "Пирамида". Метрологически значимая часть программного обеспечения и ее идентификационные признаки приведены в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Идентификационное наименование ПО	CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Идентификационное наименование ПО	CalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
Идентификационное наименование ПО	CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Идентификационное наименование ПО	Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Идентификационное наименование ПО	ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Идентификационное наименование ПО	ParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Идентификационное наименование ПО	ParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	с391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Идентификационное наименование ПО	ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Идентификационное наименование ПО	SynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Идентификационное наименование ПО	VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню "средний" по Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2

параметр	значение
1	2
Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии.	Вычисляются по методике поверки в зависимости от состава ИК. Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3
Параметры питающей сети переменного тока;
Напряжение, В
частота, Гц
Температурный диапазон окружающей среды:
- счетчиков электрической энергии, °С	от 0 до 40
- трансформаторов тока и напряжения, °С	от -45 до 40
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл	0,5
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения	25-100
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %	0,25
Первичные номинальные напряжения, кВ	220; 110; 13,8; 6
Первичные номинальные токи, кА	4; 1; 0,75; 0,5; 0,4; 0,1
Номинальное вторичное напряжение, В	100
Номинальный вторичный ток, А	5
Количество точек учета, шт.	22
Интервал задания границ тарифных зон, минут	30
Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах, не более, секунд
Средний срок службы системы, не менее, лет	10

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии

N ИК	Состав ИК**
1	2	3	4	5	6	7
1-4	ТТ класс точности 0,5	1	Не нормируется	1,7	1,0	0,82
	ТН класс точности 0,5	0,8 (инд)	Не нормируется	2,3	1,4	1,1
	Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия)	0,5 (инд)	Не нормируется	3,9	2,2	1,6
	ТТ класс точности 0,5	0,8 (0,6)	Не нормируется	3,3	1,9	1,5
	ТН класс точности 0,5	0,5 (0,87)	Не нормируется	2,3	1,4	1,1
	Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)
5	ТТ класс точности 0,2	1	Не нормируется	0,94	0,72	0,68
	ТН класс точности 0,5	0,8 (инд)	Не нормируется	1,4	0,96	0,85
	Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия)	0,5 (инд)	Не нормируется	1,9	1,3	1,2
	ТТ класс точности 0,2	0,8 (0,6)	Не нормируется	1,8	1,3	1,1
	ТН класс точности 0,5	0,5 (0,87)	Не нормируется	1,5	1,2	0,92
	Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)
6, 7	ТТ класс точности 0,2	1	Не нормируется	0,86	0,61	0,56
	ТН класс точности 0,2	0,8 (инд)	Не нормируется	1,3	0,83	0,69
	Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия)	0,5 (инд)	Не нормируется	1,7	1,1	0,85
	ТТ класс точности 0,2	0,8 (0,6)	Не нормируется	1,7	1,1	0,89
	ТН класс точности 0,2	0,5 (0,87)	Не нормируется	1,4	1,0	0,8
	Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)
26	ТТ класс точности 0,5	1	Не нормируется	2,0	1,3	1,2
	ТН класс точности 0,5	0,8 (инд)	Не нормируется	2,8	1,8	1,5
	Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия)	0,5 (инд)	Не нормируется	4,2	2,5	1,9
	ТТ класс точности 0,5	0,8 (0,6)	Не нормируется	3,3	1,9	1,5
	ТН класс точности 0,5	0,5 (0,87)	Не нормируется	2,3	1,4	1,1
	Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)
12, 14, 17	ТТ класс точности 0,5S	1	2,3	1,3	1,1	1,1
	ТН класс точности 0,5	0,8 (инд)	2,8	1,8	1,4	1,4
	Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия)	0,5 (инд)	4,2	2,4	1,8	1,8
	ТТ класс точности 0,5	0,8 (0,6)	3,6	1,8	1,3	1,3
	ТН класс точности 0,5	0,5 (0,87)	2,8	1,4	1,0	1,0
	Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)
13, 15, 16, 18, 19, 20-25	ТТ класс точности 0,5	1	Не нормируется	2,0	1,3	1,1
	ТН класс точности 0,2	0,8 (инд)	Не нормируется	2,8	1,8	1,4
	Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия)	0,5 (инд)	Не нормируется	4,2	2,4	1,8
	ТТ класс точности 0,5	0,8 (0,6)	Не нормируется	3,3	1,8	1,3
	ТН класс точности 0,2	0,5 (0,87)	Не нормируется	2,3	1,4	1,0
	Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)

Примечание:

В процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления сертификата об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в методике поверки АИИС КУЭ Новосибирской ГЭС.

Пределы допускаемой относительной погрешности по средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени, рассчитываются на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах по следующей формуле:

, где

- пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, в процентах;

- пределы допускаемой относительной погрешности системы из таблицы 3 при измерении электроэнергии, в процентах;

K - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;

Kе - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в );

Тcр - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;

Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.

Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности по средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

, где

- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);

Тcр - величина интервала усреднения мощности (в часах).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплект поставки приведен в таблицах 4, 5 и 6.

Таблица 4

N ИК	Наименование объекта учета, точка измерений по документации энергообъекта	Состав измерительного канала			Вид электроэнергии
		Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик статический трехфазный переменного тока активной/реактивной энергии
1	2	3	4	5	6
1	Новосибирская ГЭС, Г1, вывода генератора	GSR 540/380 класс точности 0,2 Ктт = 4000/5 Госреестр N 25477-08	UGE 17,5 D2 класс точности 0,2 Ктн = 13800/100 Госреестр N 25475-11	СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр N 27524-04	активная реактивная
2	Новосибирская ГЭС, Г2, вывода генератора	ТВ-ЭК класс точности 0,2 Ктт = 4000/5 Госреестр N 39966-10	ЗНОЛ-ЭК-10 класс точности 0,2 Ктн = 13800/100 Госреестр N 47583-11	СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр N 27524-04	активная реактивная
3	Новосибирская ГЭС, Г3, вывода генератора	ТВ-ЭК класс точности 0,2 Ктт = 4000/5 Госреестр N 39966-10	ЗНОЛ-ЭК-15 класс точности 0,2 Ктн = 13800/100 Госреестр N 47583-11	СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр N 27524-04	активная реактивная
4	Новосибирская ГЭС, Г4, вывода генератора	ТВ-ЭК класс точности 0,2 Ктт = 4000/5 Госреестр N 39966-10	ЗНОЛ-ЭК-10 класс точности 0,2 Ктн = 13800/100 Госреестр N 47583-11	СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр N 27524-04	активная реактивная
5	Новосибирская ГЭС, Г5, вывода генератора	ТВ-ЭК класс точности 0,2 Ктт = 4000/5 Госреестр N 39966-10	ЗНОЛ-ЭК-15 класс точности 0,2 Ктн = 13800/100 Госреестр N 47583-11	СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр N 27524-04	активная реактивная
6	Новосибирская ГЭС, Г6, вывода генератора	ТВ-ЭК класс точности 0,2 Ктт = 4000/5 Госреестр N 39966-10	TJC6 класс точности 0,2 Ктн = 13800/100 Госреестр N 36413-07	СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр N 27524-04	активная реактивная
7	Новосибирская ГЭС, Г7, вывода генератора	ТВ-ЭК класс точности 0,2 Ктт = 4000/5 Госреестр N 39966-10	TJC6 класс точности 0,2 Ктн = 13800/100 Госреестр N 36413-07	СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Госреестр N 27524-04	активная реактивная
12#	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, В К13, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Инская I цепь (К-13)	TB-110-IX класс точности 0,5S Ктт = 750/5 Госреестр N 32123-06	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
13	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, В К14, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Инская II цепь (К-14)	ТВ-110/50 класс точности 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр N 3190-72	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
14	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, В К15, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Тулинская I цепь (К-15)	TB-110-IX класс точности 0,5S Ктт = 750/5 Госреестр N 32123-06	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
15	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, В К16, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Тулинская II цепь (К-16)	ТВ-110/50 класс точности 0,5 Ктт = 750/5 Госреестр 3190-72	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
16	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, В К17, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Тулинская с отпайками III цепь (К-17)	ТВ-110/50 класс точности 0,5 Ктт = 750/5 Госреестр N 3190-72	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
17	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, В К18, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Тулинская с отпайками IV цепь (К-18)	ТВ-110-IХ класс точности 0,5S Ктт = 750/5 Госреестр N 32123-06	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
18	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, В 327, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Ордынская с отпайками I цепь (З-27)	TB-110-IX класс точности 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр N 32123-06	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
19	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, В 328, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Ордынская с отпайками II цепь (З-28)	TB-110-IX класс точности 0,5 Ктт = 500/5 Госреестр N 32123-06	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
20	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, В Ю2, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Научная с отпайками II цепь (Ю-2)	ТВ-110/50 класс точности 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр N 3190-72	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
21	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, В Ю1, ВЛ 110 кВ Новосибирская ГЭС - Научная с отпайками I цепь (Ю-1)	ТВ-110/50 класс точности 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр N 3190-72	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
22	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, ШСВ1	ТВ-110 класс точности 0,5 Ктт = 750/5 Госреестр N 29255-07	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
23	Новосибирская ГЭС, ОРУ-110 кВ, ШСВ2	VIS WI класс точности 0,2S Ктт = 750/5 Госреестр N 37750-08	СРВ 123 класс точности 0,2 Ктн = 110000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
24	Новосибирская ГЭС, ОРУ-220 кВ, В212, В234, ВЛ 220 кВ Новосибирская ГЭС - Научная (255)	ТВ-220 класс точности 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр N 20644-05	СРВ 245 класс точности 0,2 Ктн = 220000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
25	Новосибирская ГЭС, ОРУ-220 кВ, В214, В234, ВЛ 220 кВ Новосибирская ГЭС - Тулинская (256)	ТВ-220 класс точности 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр N 20644-05	СРВ 245 класс точности 0,2 Ктн = 220000/100 Госреестр N 15853-06	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная
26	Новосибирская ГЭС, КРУ 6 кВ, С2Ш 6, яч. N 34, Шлюз	ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт = 100/5 Госреестр N 25433-08	ЗНОЛП класс точности 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр N 23544-07	СЭТ-4ТМ.02.2-13 класс точности 0,5S/0,5 Госреестр N 20175-01	активная реактивная

Таблица 5

Наименование средств измерений	Количество, шт.	Номер в Госреестре средств измерений
Измерительные трансформаторы тока ГОСТ 7746-2001:
GSR 540/380;	3	N 25477-08;
ТВ-ЭК;	18	N 39966-10;
ТЛО-10;	3	N 25433-08;
TB-110-IX;	15	N 32123-06;
ТВ-110/50;	15	N 3190-72;
ТВ-110;	3	N 29255-07;
VIS WI;	3	N 37750-08;
ТВ-220	12	N 20644-05
Измерительные трансформаторы напряжения ГОСТ 1983-2001:
UGE 17,5 D2;	3	N 25475-11;
ЗНОЛ-ЭК-10;	6	N 47583-11;
ЗНОЛ-ЭК-15;	6	N 47583-11;
TJC 6;	6	N 36413-07;
ЗНОЛП;	6	N 23544-07;
СРВ 123;	9	N 15853-06;
СРВ 245	6	N 15853-06
Счетчики:
СЭТ-4ТМ.03;	7	N 27524-04;
СЭТ-4ТМ.02.2-13	14	N 20175-01
Комплекс информационно-вычислительный "ИКМ-Пирамида"	2	N 29484-05
Контроллер Сикон C10	3	N 21741-03
Устройство синхронизации системного времени УСВ-3	1	N 51644-12

Таблица 6

Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации	Количество, шт.
1	2
Модуль грозозащиты ГЗКС-4	2
Разветвительная коробка RS-485	25
Преобразователь интерфейсов ADAM 4520	6
Программный пакет "Пирамида 2000"	1
Программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ	1
Программное обеспечение "Пирамида 2000 АРМ"	1
Операционная система Windows	5
Программный пакет "Microsoft SQL Server 2000"	1
Антивирус Касперского	4
Формуляр на систему	1
Методика поверки	1
Руководство по эксплуатации	1

Поверка

осуществляется по документу Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) Новосибирской ГЭС Методика поверки, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 2008 г.

Основные средства поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки утвержденной в 2004 г.

- средства поверки счетчиков СЭТ-4ТМ.02 в соответствии с методикой поверки утвержденной в 2001 г.

- радиочасы МИР РЧ-01 (Регистрационный N 27008-04).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе "Методика выполнения измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) Новосибирской ГЭС". Свидетельство об аттестации методики измерений N 206.2/021-08 от "14" октября 2008 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) Новосибирской ГЭС

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Изготовитель

Открытое акционерное общество "Проминвестпроект" (ОАО "Проминвестпроект")

Адрес: 109028. Москва, Покровский б-р, д. 3, стр. 1Б

ИНН 5036046569

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы" (ФГУП "ВНИИМС")

Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Тел.: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 437 55-66

E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП "ВНИИМС" по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа N 30004-13 от 26.07.2013