Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО "Желдорреммаш"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 74489-19
Производитель / заявитель: ООО "Рустех", г.Иваново
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО «Желдорреммаш» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Скачать

74489-19: Описание типа СИ Скачать 113.7 КБ
74489-19: Методика поверки Скачать 12 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 74489-19
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО "Желдорреммаш"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 001
Производитель / Заявитель

ООО "Рустех", г.Иваново

РОССИЯ


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО «Желдорреммаш» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-коммуникатор, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация передается на АРМ по каналу связи сети Ethernet.

Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, устройство синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ-3 осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-3 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется 1 раз в сутки по расписанию модуля синхронизации ПО «Пирамида 2000». Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

Cal-

cLeakage.

dll

Cal-

cLosses.d

ll

Metrol

ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-

seIEC.dll

ParseMod

bus.dll

ParsePi-

ramida.dll

Synchro

NSI.dll

Verify-

Time.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

dll

не ниже 3.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0

b1b21906

5d63da94

9114dae4

b1959ff70

be1eb17c

83f7b0f6d

4a132f

d79874d1

0fc2b156

a0fdc27e

1ca480ac

52e28d7b6

08799bb3c

cea41b548

d2c83

6f557f885

b7372613

28cd7780

5bd1ba7

48e73a92

83d1e664

94521f63

d00b0d9f

c391d642

71acf405

5bb2a4d3

fe1f8f48

ecf532935

ca1a3fd32

15049af1f

d979f

530d9b01

26f7cdc2

3ecd814c

4eb7ca09

1ea5429b

261fb0e2

884f5b35

6a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Устройство синхронизации времени

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 4

ТЛШ-10УЗ Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; В; С

1 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/0,1 Рег. № 36697-12

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP Proliant DL180 О9

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

2

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 15

ТЛШ-10УЗ Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; В; С

2 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

3

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 20

ТЛШ-10УЗ Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; В; С

3 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

4

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 31

ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В

ТЛШ-10УЗ Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: С

4 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP Proliant DL180 G9

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

5

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, ввод 6 кВ ТСН-1

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 17551-03 Фазы: А; С

-

СЭТ-4 ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,9

2,9

4,5

6

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, ввод 6 кВ ТСН-2

Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; С

-

СЭТ-4 ТМ.03.14 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,9

2,9

4,5

7

ЦРП 6 кВ, СШ 6 кВ, яч. 37, ф. №3

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

8

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6

ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 100/5

1 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4 ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1, 1

3,0

кВ, яч. 2

Рег. № 15128-07 Фазы: А; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,3

4,7

9

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5

1 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

кВ, яч. 7

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,5

5,6

ТЛМ-10

1 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Актив-

10

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6

Кл.т. 0,5 150/5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

УСВ-3 Рег. №

HP Proliant DL180

ная

1,3

3,3

кВ, яч. 8

Рег. № 2473-05 Фазы: А; С

Рег. № 36697-12

64242-16

G9

Реак

тивная

2,5

5,6

11

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5

2 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1, 1

3,0

кВ, яч. 11

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,3

4,7

12

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5

2 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1, 1

3,0

кВ, яч. 12

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,3

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

13

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5

2 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4 ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1, 1

3,0

кВ, яч. 16

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 36697-08

Реак

тивная

2,3

4,7

14

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5

2 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

кВ, яч. 17

Рег. № 1276-59

Рег. № 36697-12

Реак-

2,5

5,6

Фазы: А; С

УСВ-3

HP Proli-

тивная

Рег. №

ant DL180

3 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

ТЛМ-10

64242-16

О9

Актив-

15

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6

Кл.т. 0,5 50/5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

ная

1,3

3,3

кВ, яч. 24

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,5

5,6

16

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5

3 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4 ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1, 1

3,0

кВ, яч. 25

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,3

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

17

ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 32

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 22192-07 Фазы: С

4 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP Proliant DL180 G9

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

18

ТП-12 6 кВ, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ 2Т

ТПЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 40/5

Рег. № 71808-18 Фазы: А; С

НОМ-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 159-49 Фазы: А; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

19

ТП-12 6 кВ, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ 1 Т

ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 40/5 Рег. № 814-53 Фазы: А; С

НОМ-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 159-49 Фазы: А; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

20

ТП-34 6 кВ, РУ -6 кВ, ф. «База Прометей»

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 47958-11 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1.    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2.    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3.    Погрешность в рабочих условиях для ИК № 18 указана для тока 2 % от !ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.

4.    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. Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

20

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК № 18 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 от 5 до 120 0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК № 18 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110

от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от +5 до +35

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

165000

2

140000

2

1

2

для счетчиков типа СЭТ-4 ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности,

ч

2

для УСВ-3:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности,

ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности,

ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

для сервера:

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки 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.

Трансформаторы тока

ТЛШ-10УЗ

10

Трансформаторы тока

ТЛШ-10

2

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

2

Трансформаторы тока

Т-0,66

2

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

14

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

3

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

1

Трансформаторы тока

ТПЛ-СЭЩ-10

2

Трансформаторы тока

ТПФМ-10

2

Трансформаторы тока проходные

ТПЛ-10-М

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

6

Трансформаторы напряжения

НОМ-6

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

17

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4 ТМ.03

3

У стройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

HP Proliant DL180 G9

1

Методика поверки

МП ЭПР-140-2019

1

Паспорт-формуляр

РУСО.411722.АИИС.283 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-140-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО «Желдорреммаш». Методика поверки», утвержденному

ООО «ЭнергоПромРесурс» 13.02.2019 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

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 АИИС КУЭ Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО «Желдорреммаш», свидетельство об аттестации № 158/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО «Желдорреммаш»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ОГК-2» - Киришская ГРЭС № 105 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного с...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ОГК-2» - Киришская ГРЭС № 104 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного с...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Южный Кузбасс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранен...
Default ALL-Pribors Device Photo
74491-19
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Спутник
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Спутник (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пере...
74486-19
В105-СТ Трансформаторы тока
Фирма "ALSTOM Grid SAS", Франция
Трансформаторы тока В105-СТ (далее - трансформатор тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления в электросетях переменного тока промышленной частоты. Применяются в качестве...