Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 80560-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "ГТ Энерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь (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 | 80560-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 008 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "ГТ Энерго" (АО "ГТ Энерго"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 80560-20: Описание типа СИ | Скачать | 347.1 КБ | |
| 80560-20: Методика поверки МП ЭПР-301-2020 | Скачать | 12.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь (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 центральный сервер баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), 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 в локальную вычислительную сеть на сервер. На сервере 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.
Передача информации от сервера 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 установленного формата 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения показаний часов сервера с УСВ.
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 с часами сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков 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 ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.04.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F3 80863F44CC8E6F7BD211С54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
|
Таблица 2 — Состав изме |
рительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характе |
ристики | |||||||
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
Барнаульская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5 |
ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
2 |
Барнаульская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.6 |
ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
3 |
Барнаульская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.21 |
ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
4 |
Барнаульская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.20 |
ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
ПС 110 кВ Сиб-энергомаш, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.9 |
ТЛК10-6 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 9143-01 Фазы: А; С |
НАМИТ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 70324-18 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
6 |
ПС 110 кВ Сиб-энергомаш, ГРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.4 |
ТЛК10-6 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 9143-01 Фазы: А; С |
НАМИТ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 70324-18 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
7 |
ПС 110 кВ Сиб-энергомаш, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-2 -Сибэнергомаш с отпайкой на ПС Трансмаш (ВЛ ТС-100) |
ТФМ-110 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110)00С)/\3/ 100/\3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
8 |
ПС 110 кВ Сибэнергомаш, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Сибэнергомаш - Опорная (ВЛ СО-102) |
ТФМ-110 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110)00С)/\3/ 100)/\3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
9 |
ПС 110 кВ Сибэнер-гомаш, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.7 |
ТЛК10-6 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 9143-01 Фазы: А; С |
НАМИТ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 70324-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
10 |
ПС 110 кВ Сибэнер-гомаш, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.19 |
ТЛК10-6 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 9143-01 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
11 |
ПС 110 кВ Сибэнер-гомаш, ГРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.14 |
ТЛК10-6 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 9143-01 Фазы: А; С |
НАМИТ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 70324-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
12 |
ПС 110 кВ Сибэнер-гомаш, ГРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.10 |
ТЛК10-6 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 9143-01 Фазы: А; С |
НАМИТ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 70324-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
13 |
Барнаульская ГТ -ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.13 |
ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
14 |
Барнаульская ГТ -ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.12 |
ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
15 |
Барнаульская ГТ -ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.29 |
ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
16 |
Барнаульская ГТ -ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.26 |
ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±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 указана для тока 5 % от 1ном, cos9 = 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 УСВ 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 |
|
Количество ИК |
16 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном |
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 |
от +15 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +15 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
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 счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков 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 |
ARJP3/N2J |
24 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК10-6 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТФМ-110 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
VRQ3n/S2 |
24 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-6 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
8 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
8 |
|
Блоки коррекции времени |
ЭНКС-2 |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant ML370 |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-301-2020 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ГТ-ТЭЦ.7703806647.202.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-301-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 28.10.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы
напряжения. Методика поверки»;
- блока коррекции времени ЭНКС-2 - по документу ЭНКС.681730.001
МП «Инструкция. Блоки коррекции времени ЭНКС-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.09.2014 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.
Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
- 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 «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
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
Смотрите также
