Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БийскэнергоТеплоТранзит» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающее в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - Счетчик), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «БийскэнергоТеплоТранзит», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», блок коррекции времени ЭНКС-2 (далее - ЭНКС-2).
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, представляющий собой объем учтенной энергии (профиль) за интервал времени и показания ЖКИ, поступает на входы УСПД, где осуществляется, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации во внешние системы, в том числе в программноаппаратный комплекс комерческого учета электроэнергии АО «АТС», филиалы АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется ИВК АИИС КУЭ по сети Internet в ручном и автоматическом режиме с использованием ЭП. ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена ЭНКС-2, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). ЭНКС-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ± 1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении внутренних часов УСПД и встроенного GPS-приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0.75, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СВЕВ6Т6СА69318ВЕБ976Е08А2ВВ7814В |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о К | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСВ | УСПД | Сервер | Вид электроэне ргии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условии-ях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | ПС 35кВ Трофимовск ая №34, ЗРУ-6кВ, яч.25, КЛ-6кВ | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 600/5 Рег. № 32139-11 Рег. № 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ 6-3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 2 | ПС 35кВ Трофимовск ая №34, ЗРУ-6кВ, яч.2, КЛ-6кВ | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 600/5 Рег. № 51623-12 Рег. № 32139-11 | НАЛИ-СЭЩ 6-3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904 | Proliant | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 3 | ПС 35кВ Трофимовск ая №34, ЗРУ-6кВ, яч.7, КЛ-6кВ | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 400/5 Рег. № 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ 6-3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | DL380G8/2 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 4 | ПС 35кВ Трофимовск ая №34, ЗРУ-6кВ, яч.26, КЛ-6кВ | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 600/5 Рег. № 51623-12 Рег. № 32139-11 | НАЛИ-СЭЩ 6-3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| | ПС 110кВ | | | | | | | | | |
| 5 | СевероЗападная №4, РУ-10кВ, яч.35, КЛ-10кВ Ввод №1 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 200/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| | ПС 110кВ | | | | | | | | | |
| | Северо Западная | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 150/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10 Кл. т. 0,5 | СЭТ- 4ТМ.03М.01 | | | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 6 | №4, РУ-10кВ, яч.13, КЛ-10кВ Ввод №2 | Коэф. тр. 10000/100 Рег. № 831-69 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | ЭКОМ- | | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС 110кВ | | | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ЭНКС-2 | 3000 | Proliant DL380G8/2 | | | |
| 7 | Сосна №6, 3РУ-6кВ, | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | Рег. № 37328-15 | Рег. № 17049- | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| яч.51, КЛ-6кВ Ввод №1 | Коэф. тр. 200/5 Рег. № 1276-59 | Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 2611-70 | | 04 | | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС 110кВ | | | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | | | | | |
| | Сосна №6, | ТПОЛ-10-У3 | НТМИ-6-66 | | | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 8 | 3РУ-6кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | |
| яч.52, КЛ-6кВ Ввод №2 | Коэф. тр. 200/5 Рег. № 47958-16 | Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 2611-70 | | | | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | РУ-6 кВ | ТОЛ-10 УТ 2.1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 7069-79 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М.01 | | | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 9 | ПНС-5, яч.1, КЛ-6кВ | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | | | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 10 | ПС 35кВ Трофимовск ая №34, ЗРУ-6кВ, яч.16, КЛ-6кВ | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ 6-3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904 | Proliant DL380G8/2 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 11 | ПС 110кВ Сосна №6, ЦРП ЗРУ-6кВ, яч.41, КЛ-6кВ Ввод №1 | ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 200/5 Рег. № 47958-16 Рег. № 47958-16 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 12 | ПС 110кВ Сосна №6, ЦРП ЗРУ-6кВ, яч.70, КЛ-6кВ Ввод №2 | ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 13 | РУ-0,4кВ ПНС-4, КЛ-0,4кВ ООО «Созидатель плюс» | Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 200/5 Рег. № 50733-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
| 14 | РУ-6кВ ПНС-7, яч.3, КЛ-6кВ | ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 50/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 15 | ТП-74а 6 кВ ЗАО НПП «АЛТИК», РУ-6кВ, яч.4, КЛ-6кВ | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 200/5 Рег. № 2363-68 | НТМК-6-71У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 323-49 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904 | Proliant DL380G8/2 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 16 | РУ-0,4кВ ПНС-7, КЛ-0,4кВ ГСК «Ветеран-2» | ТТИ-А Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 200/5 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 16 от 0 до плюс 40 °C.
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.
5. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 16 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 (5) 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, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| о сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 | 165000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 | 140000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.09 | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
| для УСПД ЭКОМ-3000 | 75000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
| менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 15 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10-У3 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 УТ 2.1 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10-У3 | 1 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10У3 | 5 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 М У3 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТТИ-А | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ 6-3 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМК-6-71У3 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 14 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | Блок коррекции времени ЭНКС-2 | 1 |
| Сервер | Proliant DL380G8/2 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 002-2019 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.601 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 002-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БийскэнергоТеплоТранзит». Методика поверки», утвержденному
ООО «Спецэнегопроект» 22.01.2019 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика выполнения измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика выполнения измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ, Методика выполнения измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.09 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП-26-262-99», согласованному с УНИИМ декабрь 1999 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.
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) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БийскэнергоТеплоТранзит», аттестованной
ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
74322-19: Методика поверки МП 002-2019Скачать862.9 Кб