Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Тосненские городские электрические сети", ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98)
| Номер в ГРСИ РФ: | 74613-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Тосненские городские электрические сети», ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74613-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Тосненские городские электрические сети", ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 332 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 74613-19: Описание типа СИ | Скачать | 313.1 КБ | |
| 74613-19: Методика поверки | Скачать | 5.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Тосненские городские электрические сети», ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго», устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05 (Рег. № 28716-05), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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);
сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 микропроцессорах счетчиков 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 минут.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИИК 1 - 8 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер ООО «РКС-энерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчик электроэнергии ИИК 9 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Серверы ООО «РКС-энерго» и ПАО «Ленэнерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Измерительные данные с сервера ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме поступают на сервер ООО «РКС-энерго», в том числе с возможным использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML. Сервер ООО «РКС-энерго» (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента. Сервер ООО «РКС-энерго» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML, а также иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, сервера ПАО «Ленэнерго», сервера ООО «РКС-энерго». В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-1, а также NTP-сервер точного времени. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера ООО «РКС-энерго» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера ООО «РКС-энерго» и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к счетчикам ИИК 1 - 8, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 8 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчика ИИК 9 и сервера ООО «РКС-энерго» происходит при обращении к счетчикам ИИК 9, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчика ИИК 9 и сервера ООО «РКС-энерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчика ИИК 9 и сервера ООО «РКС-энерго» на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Север ИВК АИИС КУЭ ООО «КЭС» | |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ МегаПарнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 102, КЛ-10 кВ ф. 98-102 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/ 100/V3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ, Рег. № 28716-05 Сервер ООО «РКС-энерго» |
|
2 |
ПС 110 кВ МегаПарнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 202, КЛ-10 кВ ф. 98-202 |
ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Рег.№ 25433-08 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/ 100/\3 Рег. № 68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
3 |
ПС 110 кВ МегаПарнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 103, КЛ-10 кВ ф. 98-103 |
ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/ 100/\3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
4 |
ПС 110 кВ МегаПарнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 203, КЛ-10 кВ ф. 98-203 |
ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/ 100/\3 Рег. № 68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
5 |
ПС 110 кВ МегаПарнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 109, КЛ-10 кВ ф. 98-109 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/ 100/\3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
6 |
ПС 110 кВ МегаПарнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 206, КЛ-10 кВ ф. 98-206 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/ 100/\3 Рег. № 68841-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ПС 110 кВ МегаПарнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 304, КЛ-10 кВ ф. 98-304 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10000:^3/ 100:^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ-1, Рег. № 28716-05 Сервер ООО «РКС-энерго» |
|
8 |
ПС 110 кВ МегаПарнас (ПС-98), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.410, КЛ-10 кВ ф. 98-410 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10000:^3/ 100:^3 Рег. № 40014-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
9 |
ПС 35 кВ Радофинниково, ввод 10 кВ Т-1 |
ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 25433-11 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 |
Сервер ООО «РКС-энерго» |
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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСВ-1 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 неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 9 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S |
1,0 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,6 |
±2,6 | |
|
Номер ИК |
sincp |
Пределы допус измерении реак применения АИИ |
каемой относительной погрешности ИК при :тивной электроэнергии в рабочих условиях [С КУЭ (5), % | ||
|
I 2 %— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 9 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 |
0,44 |
±6,6 |
±4,9 |
±4,1 |
±4,1 |
|
0,6 |
±5,1 |
±4,1 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,71 |
±4,4 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,1 |
±3,1 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с | |||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
коэффициент мощности cos ф |
0,9 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 30 до 80 |
|
Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
ток, % от Ihom |
от 1 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, °С |
от -40 до +50 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-1, °С |
от +5 до +35 |
|
относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 75 до 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-1: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МД: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113,7 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии.
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
27 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.05 |
8 шт. |
|
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 |
1 шт. | |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 шт. |
|
Сервер ООО «РКС-энерго» |
Intel Xeon |
1 шт. |
|
Сервер ПАО «Ленэнерго» |
HP ProLiant ML370G5 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-5779-500-2019 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.332 ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5779-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Тосненские городские электрические сети», ПС 110 кВ МегаПарнас (ПС-98). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 15.02.2019 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике поверки ИЛГШ.411152.177 РЭ1 согласованной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Тосненские городские электрические сети», ПС 110 кВ Мега-Парнас (ПС-98)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0005/2019-01.00324-2011 от 19.02.2019 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
