Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" по Омской области (ГТП Восточная, Стрела) модернизированная
| Номер в ГРСИ РФ: | 66181-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» по Омской области (ГТП Восточная, Стрела) модернизированная (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66181-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" по Омской области (ГТП Восточная, Стрела) модернизированная |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 763-16 |
Производитель / Заявитель
ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 66181-16: Описание типа СИ | Скачать | 125.1 КБ | |
| 66181-16: Методика поверки РТ-МП-3558-500-2016 | Скачать | 1.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» по Омской области (ГТП Восточная, Стрела) модернизированная (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс, включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) регионального отделения АО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный серверы баз данных (СБД) АО «Оборонэнергосбыт», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве ССД используется сервер HP ProLiant DL180G6, установленный в региональном отделении АО «Оборонэнергосбыт». В качестве СБД используются серверы SuperMicro SC826A. СБД установлены в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АО «Оборонэнергосбыт».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и нарастающим итогом на начало расчетного периода (день, месяц);
- автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- 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;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- ведение журналов событий счетчиков и ИВК.
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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуникатор по сети Интернет поступает на ССД (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллером, сервер устанавливает CSD-соединение и считывает данные). ССД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на СБД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть АО «Оборонэнергосбыт» (основной канал) либо по электронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида» (резервный канал). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Коррекция текущего значения времени и даты (далее времени) часов УСВ-2 происходит от GPS-приёмника. Погрешность формирования (хранения) шкалы времени при отсутствии коррекции по сигналам проверки времени в сутки не более ±1,0 с. Установка текущих значений времени и даты в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2.
Синхронизация времени или коррекция шкалы времени таймеров сервера происходит каждый час, коррекция текущих значений времени и даты серверов с текущими значениями времени и даты УСВ-2 осуществляется независимо от расхождения с текущими значениями времени и даты УСВ-2, т.е. серверы входят в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливают текущие значения времени и даты с часов УСВ-2.
Сравнение текущих значений времени и даты счетчиков с текущим значением времени и даты ССД - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
Программное обеспечение
Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программного обеспечения (ПО).
Под стандартизированным ПО используются операционные системы линейки Microsoft Windows а также Системы управления базами данных. Данное ПО имеет сертификаты соответсвия Федеральной службы по техническому и экспортному контролю (ФСТЭК России) и пригодно к применению на территории Российской Федерации.
Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс ПО «Пирамида 2000». Данное ПО функционирует на уровне ИВК
Метрологически значимой частью ПО «Пирамида 2000» являются специализированные программные части (модули). Данные программные части выполняют функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета. Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО «Пирамида 2000» приведены в таблицах 1.1-1.9.
Таблица 1.1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
Таблица 1.2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль расчета небаланса э нергии/мощности |
Таблица 1.3
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
Таблица 1.4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
|
Другие идентификационные данные |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Таблица 1.5
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
Таблица 1.6
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
Таблица 1.7
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
Таблица 1.8
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
Таблица 1.9
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
|
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав 1-го уровня ИК | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
ПС "Восточная" 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., ф.1 |
ТПЛ-10с кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 0836; 0865; Госреестр №29390-10 |
НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0789; Г осреестр №18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0812111854 Г осреестр № 36697-08 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
2 |
ПС "Восточная" 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., ф.3 |
ТПК-10 кл. т 0,5 S Ктт = 100/5 Зав. № 00271; 00483; Госреестр №22944-07 |
НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0789; Госреестр №18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0812111429 Г осреестр № 36697-08 |
|
3 |
ПС "Восточная" 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., ф.5 |
ТПК-10 кл. т 0,5 S Ктт = 200/5 Зав. № 00464; 00458; Госреестр №22944-07 |
НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0788; Госреестр №18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0812111882 Г осреестр 36697-08 |
|
4 |
ТП-Ст-9-5 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ ввод Т-1 |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 001729; 001730; 001759; Госреестр №47176-11 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0605120312 Г осреестр № 36355-07 |
|
5 |
ТП-Ст-9-9 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ ввод Т-1 |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 005150; 005135; 005149; Госреестр №47176-11 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0605120361 Г осреестр № 36355-07 |
|
6 |
КТП-Ст-14-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ ввод Т-1 |
ТШ-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 217430; 217421; 217447; Госреестр №22657-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0604123364 Г осреестр № 36355-07 |
|
7 |
КТП-Ст-14-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ ввод Т-2 |
ТШ-0,66 кл. т 0,5 Ктт 1000/5 Зав. № 217374; 217432; 217431; Госреестр №22657-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0605120156 Г осреестр № 36355-07 |
|
8 |
КТП-Ст-14-1 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ ввод Т-1 |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 004028; 003996; 004005; Госреестр №47176-11 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0605120003 Г осреестр № 36355-07 |
|
9 |
КТП-Ст-14-1 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ ввод Т-2 |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 005654; 005656; 005557; Госреестр №47176-11 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0604122836 Г осреестр № 36355-07 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||||
|
Номер ИК |
COSф |
(±) §1(2)%, |
(±) §5 %, |
(±) §20 %, |
(±) §100 %, |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
2,4 |
1,7 |
1,6 |
1,6 |
|
0,9 |
2,6 |
1,9 |
1,7 |
1,7 | |
|
0,8 |
3,0 |
2,2 |
1,9 |
1,9 | |
|
0,7 |
3,5 |
2,5 |
2,1 |
2,1 | |
|
0,5 |
5,1 |
3,4 |
2,7 |
2,7 | |
|
4 - 9 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
2,2 |
1,6 |
1,5 |
|
0,9 |
- |
2,6 |
1,8 |
1,6 | |
|
0,8 |
- |
3,1 |
2,0 |
1,7 | |
|
0,7 |
- |
3,7 |
2,3 |
1,9 | |
|
0,5 |
- |
5,6 |
3,1 |
2,4 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (6), % | |||||
|
Номер ИК |
cosф |
(±) §1(2)%, |
(±) §5 %, |
(±) §20 %, |
(±) §100 %, |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
6,8 |
4,1 |
2,9 |
2,9 |
|
0,8 |
4,3 |
2,7 |
2 |
1,9 | |
|
0,7 |
3,6 |
2,3 |
1,7 |
1,7 | |
|
0,5 |
2,7 |
1,8 |
1,3 |
1,3 | |
|
4 - 9 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
7,0 |
3,5 |
2,4 |
|
0,8 |
- |
4,4 |
2,3 |
1,6 | |
|
0,7 |
- |
3,6 |
1,9 |
1,4 | |
|
0,5 |
- |
2,6 |
1,5 |
1,2 | |
Предел абсолютной погрешности СОЕВ не превышает ±5 секунд в сутки.
Примечания:
1. Погрешность измерений §1(2)%p и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИК 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/Ином до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИК 4 -9, сила тока от 0,01 1ном
до 1,2 1ном для ИК 1 - 3;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °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 Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа.
8. Вид энергии для всех ИК АИИС КУЭ - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика 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, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 45 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ -10с |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПК-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТШ-0,66 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
2 |
|
Многофункциональный счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
3 |
|
Многофункциональный счётчик электрической энергии |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
6 |
|
Коммуникатор |
SDM TC65 |
5 |
|
Сервер СД АО «Оборонэнергосбыт» |
HP ProLiant DL180G6 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
2 |
|
GSM Модем |
Teleofis RX100-R |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 1000 RM |
1 |
|
Сервер БД АО «Оборонэнергосбыт» |
SuperMicro SC826A |
2 |
|
GSM Модем |
Cinterion MC35i |
2 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 3000 RM |
2 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.763 ПФ-2016 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3558-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» по Омской области (ГТП Восточная, Стрела) модернизированная. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 05.10.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М -по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05М -по документу ИЛГШ.411152.146РЭ1, утвержденному ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- для устройства синхронизации времени УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.000И1, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2009 г
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы 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;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения во вторичных цепях ТН - по МИ 3000-2006.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Омской области (ГТП Восточная, Стрела) модернизированная. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0042/2012-01.00324-2011 от 22.06.2012 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
