Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Куйбышевской ЖД – филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Республики Башкортостан
| Номер в ГРСИ РФ: | 73258-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Республики Башкортостан (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73258-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Куйбышевской ЖД – филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Республики Башкортостан |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 083 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 73258-18: Описание типа СИ | Скачать | 114 КБ | |
| 73258-18: Методика поверки МП 206.1-195-2018 | Скачать | 13.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Республики Башкортостан (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.
Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных АИИС КУЭ (ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных -основного и резервного, сервера управления), ПО «Энергия Альфа 2», включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в ЦСОД ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов.
Дальнейшая передача информации от ЦСОД ОАО «РЖД» третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.
ЦСОД ОАО "РЖД" также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ создана на основе приемников сигналов точного времени от
спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS) УССВ-35HVS (УССВ). В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, ЦСОД ОАО «РЖД».
ЦСОД ОАО «РЖД» оснащен приемником сигналов точного времени УССВ-35HVS. Сравнение показаний часов ЦСОД ОАО «РЖД» и УССВ происходит при каждом сеансе связи ЦСОД - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и ЦСОД ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - ЦСОД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) 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 «Энергия Альфа 2».
ПО «Энергия Альфа 2» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Энергия Альфа 2 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0.3.16 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) |
17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах
2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
УСПД | ||
|
ЭЧЭ-13, ТП «Уршак» | |||||
|
1 |
Ввод-1 110кВ |
ТГФМ-110 II* УХЛ1* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
RTU-327 рег. № 19495-03 |
|
ЭЧ-8, Алдарово | |||||
|
2 |
Ввод 2 35кВ |
STSM-38 кл.т. 0,2S Ктт = 100/1 рег. № 37491-08 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-09 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 |
RTU-327 рег. № 19495-03 |
|
ЭЧ-8, Чишмы | |||||
|
3 |
Ф 3 Агропромэнерго 35кВ |
ТФЗМ-35А-У1 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 3690-73 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-09 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
RTU-327 рег. № 19495-03 |
|
ЭЧЭ-9, ТП Черниковка-Восточная | |||||
|
4 |
Фидер 2 6кВ |
ТЛО-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 25433-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 |
ЕА05RL-P1B-3 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 |
RTU-327 рег. № 19495-03 |
|
5 |
Фидер 3 6кВ |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 15128-03 |
НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 20186-05 |
ЕА05RL-P1B-3 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 16666-97 |
RTU-327 рег. № 19495-03 |
|
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 таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
|
Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Г раницы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,0 |
1,1 |
1,1 |
1,8 |
1,2 |
1,2 |
1,3 |
2,0 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
1,3 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,4 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,5 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,5 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |
|
2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5 S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,4 |
1,5 |
1,5 |
2,1 |
1,9 |
2,0 |
2,1 |
2,6 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,6 |
1,5 |
1,6 |
1,7 |
2,2 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,7 |
0,8 |
0,8 |
1,1 |
1,5 |
1,5 |
1,6 |
1,9 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
0,8 |
0,8 |
1,1 |
1,5 |
1,5 |
1,6 |
1,9 | |
|
3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,7 |
2,4 |
2,8 |
5,3 |
1,8 |
2,5 |
2,8 |
5,4 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,2 |
1,4 |
2,7 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,8 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
0,9 |
1,0 |
1,9 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
2,0 | |
|
4, 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5 S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,8 |
2,5 |
2,9 |
5,5 |
2,3 |
2,9 |
3,2 |
5,7 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,0 |
1,7 |
2,0 |
2,2 |
3,4 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
2,3 |
1,6 |
1,8 |
1,9 |
2,7 | |
|
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Г раницы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||||
|
1 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
1,5 |
2,3 |
2,0 | ||||
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,4 |
0,9 |
2,0 |
1,6 | |||||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,0 |
0,8 |
1,8 |
1,5 | |||||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
0,8 |
1,8 |
1,5 | |||||
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2 (ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 1,0) |
0,01(0,02)IH1 < I1 < 0,051н1 |
3,4 |
2,6 |
5,1 |
4,0 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,0 |
1,7 |
3,0 |
2,6 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,4 |
1,2 |
2,0 |
1,9 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,3 |
1,2 |
1,9 |
1,8 | |
|
3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,3 |
2,5 |
4,6 |
2,8 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,2 |
1,4 |
2,7 |
1,9 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,6 |
1,0 |
2,2 |
1,7 | |
|
4, 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,7 |
2,9 |
5,2 |
3,5 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,6 |
1,8 |
3,0 |
2,3 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
2,5 |
2,1 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с |
5 | ||||
|
Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 - для счетчиков реактивной энергии: ТУ 4228-011-29056091-11 ГОСТ 26035-83 |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от U^ - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 1(2) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -60 до +40 от -40 до +60 от 0 до +75 0,5 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
|
электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
электросчетчики ЕвроАЛЬФА: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
|
УСПД RTU-327: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
40000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
|
ИВК: - коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТГФМ-110 II* УХЛ1* |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
STSM-38 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05 |
1 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
2 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
2 шт. |
|
Методика поверки |
МП 206.1-195-2018 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
ТМЖИ.411711.001.02.ПС-ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-195-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Республики Башкортостан. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 24.10.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- по МИ 3195-2018 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2018 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчика ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.10.2005 г.;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- счетчиков ЕвроАЛЬФА- по методике поверки с помощью установок МК 6800, МК 6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;
- для УСПД RTU-327 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки.», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Республики Башкортостан», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
Смотрите также
