Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "БЭЛС" (ИИК №142 - 145)
Номер в ГРСИ РФ: | 63271-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК №142 - 145) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ПАО «Мосэнергосбыт», ПАО «МОЭСК» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 63271-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "БЭЛС" (ИИК №142 - 145) |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 112.04 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
63271-16: Описание типа СИ | Скачать | 110.1 КБ | |
63271-16: Методика поверки РТ-МП-2815-500-2015 | Скачать | 947.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК №142 - 145) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ПАО «Мосэнергосбыт», ПАО «МОЭСК» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) 142, 143 АИИС КУЭ состоят из:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU 325L (Госреестр № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя коммуникационный сервер (КС) ПАО «МОЭСК», сервер базы данных (СБД) ПАО «МОЭСК», СБД ЗАО «БЭЛС», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
ИИК 144, 145 АИИС КУЭ состоят из:
Первый уровень - ИИК ТИ, включающие в себя ТН, ТТ, счетчики, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - ИВК, включает в себя СБД ЗАО «БЭЛС», АРМ, УСВ, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ПАО «Мосэнергосбыт», ПАО «МОЭСК» в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
Принцип действия
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 сигнал. 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.
Для ИИК 142, 143 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством проводных линий связи поступает в УСПД. УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики и осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные единице), хранение измерительной информации и журналов событий передачу результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.
КС ПАО «МОЭСК» с периодичностью раз в сутки опрашивает УСПД и считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения передаются в СБД ОАО «МОЭСК».
СБД ПАО «МОЭСК» производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности. Затем в автоматическом режиме, раз в сутки, передаёт результаты измерений на СБД ЗАО «БЭЛС» в формате электронного документа XML макета 80020, результаты записываются в базу данных.
СБД ЗАО «БЭЛС» осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ПАО «Мосэнергосбыт», ПАО «МОЭСК» в рамках согласованного регламента.
Для ИИК 144, 145 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи через коммуникаторы СИКОН ТС65 по сети Интернет поступает на СБД ЗАО «БЭЛС». СБД ЗАО «БЭЛС» производит вычисление получасовых значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН на основании считанного профиля мощности, запись в базу данных.
СБД ЗАО «БЭЛС» осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ПАО «Мосэнергосбыт» в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы КС ПАО «МОЭСК», СБД ПАО «МОЭСК», СБД ЗАО «БЭЛС», УСПД, счетчиков и УСВ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-1 Госреестр № 28716-05, к которому подключен GPS-приемник. УСВ УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов СБД ПАО «МОЭСК» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД ПАО «МОЭСК» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ПАО «МОЭСК» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов КС ПАО «МОЭСК» и СБД ПАО «МОЭСК» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов КС ПАО «МОЭСК» и СБД ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов КС ПАО «МОЭСК» и СБД ПАО «МОЭСК» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 142, 143 и КС ПАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК 142, 143 и КС ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 142, 143 и КС ПАО «МОЭСК» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 142, 143 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам ИИК 142, 143, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 142, 143 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 142, 143 и УСПД на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов СБД ЗАО «БЭЛС» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД ЗАО «БЭЛС» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ЗАО «БЭЛС» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 144, 145 и СБД ЗАО «БЭЛС» происходит при каждом обращении к счетчикам ИИК 144, 145, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 144, 145 и СБД ЗАО «БЭЛС» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 144, 145 и СБД ЗАО «БЭЛС» на величину более ±1 с.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИИС «Пирамида», ПО СОЕВ.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ_____
Идентиф икационное наименование ПО |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
BLD.dll |
8 |
58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 |
MD5 |
cachect.dll |
8 |
7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d |
MD5 |
Re-gEvSet4tm.dll |
8 |
3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 |
MD5 |
caches 1.dll |
8 |
b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb |
MD5 |
cacheS10.dll |
8 |
6802cbdeda81efea2b 17145ffl22efOO |
MD5 |
siconsl0.dll |
8 |
4b0ea7c3e50a73099fc9908fc785cb45 |
MD5 |
sicons50.dll |
8 |
8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 |
MD5 |
comrs232.dll |
8 |
bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf |
MD5 |
dbd.dll |
8 |
feO5715defeec25eO62 245268ea0916a |
MD5 |
ESClient ex.dll |
8 |
27c46d43bllca3920c f2434381239d5d |
MD5 |
filemap.dll |
8 |
C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e |
MD5 |
plogin.dll |
8 |
40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
MD5 |
ПО «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
i |
Диспетчерское наименование присоединения |
Состав ИИК |
Вид электроэнергии | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
142 |
ПС № 194 «Кислородная», РУ-10 кВ, яч. ф. 51 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 2522 Зав. № 8979 Г осреестр № 2473-00 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5859 Г осреестр № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107080344 Г осреестр № 27524-04 |
УСПД RTU 325L Зав. № 002197 Госреестр № 37288-08 |
КС ПАО «МОЭСК», СБД ПАО «МОЭСК», СБД ЗАО «БЭЛС» |
Активная Реактивная |
143 |
ПС № 194 «Кислородная», РУ-10 кВ, яч. ф. 52 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 00689 Зав. № 00706 Г осреестр № 2473-00 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 837 Г осреестр № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106080198 Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | ||
144 |
РП-990, РУ-10 кВ, яч. ф. 6а |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 04969 Зав. № 05141 Г осреестр № 51679-12 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0759130000005 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.02.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 03030104 Г осреестр № 20175-01 |
- |
СБД ЗАО «БЭЛС» |
Активная Реактивная |
145 |
РП-990, РУ-10 кВ, яч. ф. 36а |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 04994 Зав. № 12082 Г осреестр № 51679-12 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3210130000001 Г осреестр № 16687-13 |
СЭТ-4ТМ.02.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 03033092 Г осреестр № 20175-01 |
- |
Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительноинформационных каналов при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
51(2) %, 11(2)— I изм< I 5 % |
55 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
142 - 145 ТТ-0,5; ТН-0,5; C4-O,5S |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,7 | |
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительноинформационных каналов при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
51(2)%т. I 2 %— I изм< I 5 % |
55 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, 1100 %— I изм— I 120 % | ||
142 - 145 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 |
0,9 |
- |
±7,1 |
±3,9 |
±2,9 |
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±1,9 | |
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,1 |
±1,7 | |
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%Р и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98/Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока питающей сети 0,9/Uhom до 1,1 •Uhom,
- сила переменного тока от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов;
- счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- ИИС «Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УССВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Кол. |
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
4 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
4 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункцио- |
СЭТ-4ТМ.02 |
2 |
нальные |
СЭТ-4ТМ.03 |
2 |
УСПД |
RTU-325L |
1 |
Преобразователь |
Moxa NPort 5430 |
1 |
Источник бесперебойного питания |
APC Back UPS CS 500 |
1 |
Коммутатор |
SignaMax FO-065-7530i |
1 |
Спутниковый терминал (VSAT) |
SkyEdge Pro |
1 |
Контроллер |
СИКОН ТС65 |
1 |
Модем |
Siemens MC-35i |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
2 |
Сервер коммуникационный (ПАО «МОЭСК») |
HP ProLiant ML350 |
1 |
Сервер БД (ПАО «МОЭСК») |
HP ProLiant ML370 |
1 |
Сервер БД (ЗАО «БЭЛС») |
Intel S5000PSL |
1 |
Источник бесперебойного питания |
APC SmartUPS 1000 |
2 |
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.112 ПФ |
1 |
Методика поверки |
РТ-МП-2815-500-2015 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2815-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (142 - 145). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в ноябре 2015 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в июне 2000 г.;
- RTU-325L - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- ИИС «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления
1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе:
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 142 - 145). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0032/2015-01.00324-2011 от 01.10.2015 г.;
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.