Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ООО «Новоросметалл») предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, 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), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии и мощности (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер HP ProLiant DL180 G6 ООО «КЭС» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа УСВ-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (Рег. № 41681-10), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и технических средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
АИИС КУЭ обеспечивает:
- автоматическое выполнение измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности (прямого и обратного направления) с заданой дискретностью 30 мин.;
- сбор и передачу журналов событий счектчиков в базу данных ИВК;
- автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе СОЕВ АИИС КУЭ;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направления) с заданной дискретностью 30 мин.;
- хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений информации о состоянии средств измерений («Журнал событий»);
- обработка, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте (с электронной подпистю);
- по запросу коммерческого оператора дистанционный доступ к результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи и восстановления питания.
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний, второй уровень системы, по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредствам сотовой GSM связи (GPRS соединение), где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии любого расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При любом расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО 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 приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1ca480ac |
| Наименование программного модуля ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Наименование программного модуля ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | c391 d64271 acf4055bb2a4d3fe 1 f8f48 |
| Наименование программного модуля ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Наименование программного модуля ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Наименование программного модуля ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| И Он <и м о я | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Кириловская-Новоросметалл | ТФЗМ-110Б-1У1 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-88 | НКФ-110 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | активная реактивная |
| 2 | ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Кириловская-Новороссийск 1ц с отпайками | ТФЗМ-110Б-1У1 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-88 | НКФ-110 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная |
| 3 | ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Новороссийск-Новоросметалл с отпайками | ТВЭ-35УХЛ2 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 13158-92 | ЗНОМ-35-65 35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-70 Рег. № 912-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная |
| 4 | ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» КРУН-6 кВ яч. 23, Щит СН 6/0,4 кВ АЗС | ТТИ 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-06 | - | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 5 | ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» КРУН-6 кВ яч. 8, кл-6 кВ | ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00 | НАМИТ-10 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | активная реактивная |
| 6 | ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» КРУН-6 кВ яч. 9, кл-6 кВ | ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00 | Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» КРУН-6 кВ яч. 7, кл-6 кВ | ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 8 | ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» КРУН-6 кВ яч. 1А, кл-6 кВ | ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| 9 | ТП-501 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2СШ, яч. 5, кл-6 кВ | ТОЛ-10-I 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| 10 | ТП-501 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2СШ, яч. 3, Ввод Т-2 | ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 11 | ТП-501 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ, яч. 8, кл-6 кВ на ТП-503 Автомехстрой | ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 12 | ТП-501 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ, яч. 10, Ввод Т-1 | ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
П р и м е ч а н и я
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 собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических
характеристик.
2 Допускается замена У ССВ на аналогичные утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы основной относительной погрешности измерений, (+5), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (+5), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 3;8 - 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 11ном — J-1 — 1,21:ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,7 | 2,2 | 2,9 |
| 0,211ном — J-1 < ^1 ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,8 | 2,4 | 3,5 |
| 0,0511ном — I1 < 0,21!ном | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,4 | 5,7 |
| 4 (ТТ 0,5; Счетчик 0,2S) | ^1ном — I1 — !,211ном | 0,6 | 1,0 | 1,8 | 0,9 | 1,2 | 1,9 |
| 0,211ном — I1 < 11ном | 0,9 | 1,4 | 2,6 | 1,1 | 1,6 | 2,8 |
| 0,051!ном — I1 < 0,211ном | 1,7 | 2,7 | 5,2 | 1,8 | 2,8 | 5,3 |
| 5 - 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 11ном — I1 — 1,211ном | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 1,5 | 2,3 |
| 0,211ном — I1 < 11ном | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,8 | 3,0 |
| 0,0511ном — I1 < 0,211ном | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 . |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и
мощность)
| | | Метрологические характеристики ИК |
| | | Границы относительной основной погрешности измерений, (+5), % | Границы относительной |
| Номер ИК | Диапазон тока | погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (+ 5) , % |
| | | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 3; 8 - 12 | I1 ном — I1 — ^ном | 2,1 | 1,5 | 4,0 | 3,8 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | а^ном — I1 < I1 ном | 2,6 | 1,8 | 4,3 | 3,9 |
| 0,05^ом — I, < 0,2^ | 4,4 | 2,7 | 5,6 | 4,4 |
| 4 | I1 ном — I1 — ^ном | 1,5 | 1,0 | 2,3 | 2,0 |
| (ТТ 0,5; Счетчик 0,5) | а^ном — I1 < I1 ном | 2,2 | 1,3 | 2,8 | 2,2 |
| 0,05^ом — I1 < 0,2IlнOм | 4,2 | 2,4 | 4,6 | 3,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 - 7 | ^1ном — ^1 — 1,21^ | 1,9 | 1,2 | 2,6 | 2,1 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,211ном — ^1 < ^1ном | 2,4 | 1,5 | 3,0 | 2,3 |
| 0,0511ном — I1 < 0,211ном | 4,3 | 2,5 | 4,7 | 3,1 |
П р и м е ч а н и я
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 40 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 .
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 12 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| 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 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cos9 | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| Сервер АИИС КУЭ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер АИИС КУЭ: | |
| - хранение результатов измерений и информации о состоянии | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (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 6.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 6 |
| Трансформатор тока | ТВЭ-35УХЛ2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТТИ | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 8 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 12 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | HP ProLiant DL180 G6 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Методика поверки | МИ 3000-2018 | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 285.00.000 ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.02.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М по документам: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.; «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.; ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- УССВ УСВ-2 по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02 (Рег. № 46656-11);
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (Рег. № 39952-08);
- термогигрометр Ива-6 (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «КЭС» (ООО «Новоросметалл») (АИИС КУЭ ООО «КЭС» (ООО «Новоросметалл»))», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ООО «Новоросметалл»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
80493-20: Описание типа СИСкачать558.0 Кб