Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "БийскэнергоТеплоТранзит". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "БийскэнергоТеплоТранзит"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 3

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

Развернуть полное описание