Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Вишневогорский ГОК"
Номер в ГРСИ РФ: | 76341-19 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Энергосистемы", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Вишневогорский ГОК» (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.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 76341-19 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Вишневогорский ГОК" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 207 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергосистемы", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
76341-19: Описание типа СИ | Скачать | 97.3 КБ | |
76341-19: Методика поверки МП ЭПР-187-2019 | Скачать | 11.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Вишневогорский ГОК» (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 комплексом (ПК) «Энергосфера», 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-модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
От сервера информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на АРМ энергосбытовой организации по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратные 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 формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сравнение часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется непрерывно, коррекция часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 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 программный комплекс (ПК) «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с
Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
pso_metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС 35 кВ (ГПП-1), РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.21, ЛЭП-10кВ МП Энергетик |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Dell PowerEdge T30 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
2 |
ПС 35 кВ (ГПП-1), РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.30, ВЛ-10кВ №30 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | |
3 |
ПС 35 кВ (ГПП-2), ЗРУ 6кВ, 1с.ш. 6кВ, яч.5 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 6,7 | |
4 |
ПС 35 кВ (ГПП-2), ЗРУ 6кВ, 1с.ш. 6кВ, яч.7, ВЛ-6кВ в сторону КТП 1000 6/0,4кВ |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 6,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
5 |
ПС 35 кВ (ГПП-2), ЗРУ 6кВ, 1с.ш. 6кВ, яч.27, ВЛ-6кВ №27 |
ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Dell PowerEdge T30 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,3 |
6 |
ПС 35 кВ (ГПП-2), ЗРУ 6кВ, 2с.ш. 6кВ, яч.4, ВЛ-6кВ №4 |
ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,3 | |
7 |
ПС 35 кВ (ГПП-2), ЗРУ 6кВ, 2с.ш. 6кВ, яч.22, КЛ-6кВ в сторону КСО-285 №2 6кВ |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05М.08 Кл.т. 0,5S Рег. № 36355-07 |
Активная |
1,3 |
3,4 | |
8 |
ПС 110 кВ Вишневогорский ГОК (ГПП-3), ОРУ 110кВ, ввод 110кВ Т-1 |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | |
9 |
ПС 110 кВ Вишневогорский ГОК (ГПП-3), ОРУ 110кВ, ввод 110кВ Т-2 |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,3 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ПС 110 кВ Вишневогорский ГОК (ГПП-3), ЗРУ 10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.3, ВЛ-10кВ №3 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 22192-03 Фаза: А ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59 Фаза: С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Dell PowerEdge T30 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,2 5,3 |
11 |
ПС 110 кВ Вишневогорский ГОК (ГПП-3), ЗРУ 10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.29, ВЛ-10кВ №29 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,3 6,6 | |
12 |
ПС 110 кВ Вишневогорский ГОК (ГПП-3), ЗРУ 10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.4, ВЛ-10кВ №4 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 6,7 | |
13 |
ТП-1 10/0,4кВ Насосной №3, ВРУ-0,4кВ, ВЛ-0,38кВ ул. Советская |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,4 7,3 | |
14 |
ТП-1 10/0,4кВ Насосной №3, ВРУ-0,4кВ, ВЛ-0,38кВ ул. Партизанская |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,4 7,3 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
15 |
ТП электроцех 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, Ввод 0,4кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.22 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
Dell PowerEdge T30 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
3,3 6,2 |
16 |
ВРУ-0,4кВ ООО Вишневогорское АТП, Ввод 0,4кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.22 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
3,6 7,1 | |
17 |
СП-1А 0,4кВ Центральная котельная, гр.2 0,4кВ, КЛ 0,4кВ в сторону склад ГСМ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.22 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
3,3 6,2 |
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 №№ 3, 4, 7, 11-14 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК — для тока 5 % от 1ном; cos<p = 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 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 |
17 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
напряжение, % от ином ток, % от 1ном |
от 95 до 105 |
для ИК №№ 3, 4, 7, 11-14 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
напряжение, % от ином ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
для ИК №№ 3, 4, 7, 11-14 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -45 до +40 |
для ИК №№ 13, 14, 16, °С |
от -10 до +40 |
для остальных ИК |
от +10 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +20 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05, СЭТ-4ТМ.03: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
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 типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
56 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
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 |
ТПЛМ-10 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
13 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10У3 |
5 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
6 |
Трансформаторы тока опорные |
ТОП-0,66 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66У3 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05 |
8 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
Сервер |
Dell PowerEdge T30 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-187-2019 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ЭНСТ.411711.207.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-187-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Вишневогорский ГОК». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.08.2019 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);
- 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 АО «Вишневогорский ГОК», свидетельство об аттестации № 216/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения