Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Братские электрические сети"
Номер в ГРСИ РФ: | 72861-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Братские электрические сети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 72861-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Братские электрические сети" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 524 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
72861-18: Описание типа СИ | Скачать | 109.4 КБ | |
72861-18: Методика поверки МП 046-2018 | Скачать | 4.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Братские электрические сети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД) ООО «Братские электрические сети», устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) ООО «Братские электрические сети», программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
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.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер БД АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ.
АРМ ООО «Братские электрические сети» в автоматическом режиме по сети Internet с использованием ЭП раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД АИИС КУЭ проводится при расхождении часов сервера БД АИИС КУЭ и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД АИИС КУЭ более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД АИИС КУЭ отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.08, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УССВ/ Сервер |
Г раницы основной погрешности, (±6), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±6), % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТП 35 кВ Лесоцех | ||||||||
1 |
ТП 35 кВ Лесоцех, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 |
ТТН100 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 1500/5 Рег. № 58465-14 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
2 |
ТП 35 кВ Лесоцех, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2 |
ТТН125 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 3000/5 Рег. № 58465-14 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 | |
3 |
ТП 35 кВ Лесоцех, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т3 |
ТТН125 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 3000/5 Рег. № 58465-14 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТП 35 кВ Лесоцех-2 | ||||||||
4 |
ТП 35 кВ Лесоцех-2, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 |
ТТН125 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 3000/5 Рег. № 58465-14 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
5 |
ТП 35 кВ Лесоцех-2, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2 |
ТТН125 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 3000/5 Рег. № 58465-14 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 | |
ТП №12У 6 кВ | ||||||||
6 |
ТП №12У 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2 |
ТТН100 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 1500/5 Рег. № 58465-14 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
7 |
ТП №12У 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 |
ТТН100 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 1500/5 Рег. № 58465-14 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 | |
ТП №80У 6 кВ | ||||||||
8 |
ТП №80У 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 |
ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 300/5 Рег. № 64182-16 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТП №896 6 кВ | ||||||||
9 |
ТП №896 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 |
ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 400/5 Рег. № 64182-16 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
ТП №891 6 кВ | ||||||||
10 |
ТП №891 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 |
ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 600/5 Рег. № 64182-16 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
ПС 110 кВ Инкубатор | ||||||||
11 |
ПС 110 кВ Инкубатор, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Яч.4, ЛЭП-10 кВ №879 |
ТОЛ-10-8.2-2У2 Кл. т. 0,2S Коэфф. тр. 150/5 Рег. № 47959-16 |
НТМИА-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 67814-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,2 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
12 |
ПС 110 кВ Инкубатор, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Яч.10, ЛЭП-10 кВ №874 |
ТОЛ-10-8.2-2У2 Кл. т. 0,2S Коэфф. тр. 150/5 Рег. № 47959-16 |
НТМИА-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 67814-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,2 |
ЯКНО №7 10 кВ | ||||||||
13 |
ЯКНО №7 10 кВ, ЛЭП-10 кВ №881 |
ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,2S Коэфф. тр. 75/5 Рег. № 47958-16 |
НТМИА-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 67814-17 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,2 |
ЯКНО №6 10 кВ | ||||||||
14 |
ЯКНО №6 10 кВ, ЛЭП-10 кВ №878 |
ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,2S Коэфф. тр. 75/5 Рег. № 47958-16 |
НТМИ-10 У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 51199-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,2 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТП №623 10 кВ | ||||||||
15 |
ТП №623 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 |
ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 400/5 Рег. № 64182-16 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
ТП №652 10 кВ | ||||||||
16 |
ТП №652 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 |
ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 200/5 Рег. № 64182-16 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
ПС 110 кВ Карапчанка | ||||||||
17 |
ПС 110 кВ Карапчанка, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Яч.12 |
ТЛК-СТ-10-ТВЛМ(1) У3 Кл. т. 0,2S Коэфф. тр. 150/5 Рег. № 58720-14 |
НТМИА-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 67814-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,2 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 |
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 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, 1=0,02 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 17 от 0 до плюс 40 °C.
4 В Таблице 2 и далее по тексту приняты следующие сокращения (обозначения): Кл. т. - класс точности, Коэфф. тр. - коэффициент трансформации, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
5 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 таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена УССВ-2 на аналогичные утвержденных типов.
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
17 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: |
от -40 до +65 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
165000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 |
140000 |
для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Братские электрические сети».
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТТН100 |
9 |
Трансформатор тока |
ТТН125 |
12 |
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 У3 |
15 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-8.2-2У2 |
4 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М У2 |
4 |
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ-10-ТВЛМ(1) У3 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НТМИА-10 УХЛ2 |
4 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 У3 |
1 |
1 |
2 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
12 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
2 |
У стройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
Сервер |
HP ProLiant DL360 Gen 10 |
1 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
Методика поверки |
МП 046-2018 |
1 |
Паспорт-Формуляр |
85599429.446453.042.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 046-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Братские электрические сети». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 28.08.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденного ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315): 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 %, Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Братские электрические сети», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 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