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

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

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЮТЭК» (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, трехуровневую 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер опроса и хранения баз данных (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (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 входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Измерительная информация от УСПД поступает на модем, далее по каналам связи стандарта GSM (основному или резервному) на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии 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 формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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 кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера.

Синхронизация часов УСПД (расположенного на ПС 110 кВ Радужная) с единым координированным временем UTC обеспечивается встроенным GPS приемником точного времени. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД (расположенного на ПС 110 кВ Радужная) составляют ±0,2 с.

Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД (расположенного на ПС 110 кВ Радужная) осуществляется непрерывно. Корректировка часов сервера производится при расхождении с часами УСПД (расположенного на ПС 110 кВ Радужная) на величину более ±2 с.

Предусмотрена возможность настройки синхронизации часов сервера от любого УСПД, входящего в состав АИИС КУЭ.

Сравнение показаний часов УСПД (расположенных на ПС 110 кВ Промзона и ПС 110 кВ Истоминская) с часами сервера осуществляется непрерывно. Корректировка часов УСПД (расположенных на ПС 110 кВ Промзона и ПС 110 кВ Истоминская) производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.

Сравнение часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов соответствующего УСПД на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД 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 указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения 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

6.5.137.7828

Цифровой идентификатор ПО

4973E17A9E042F71175F81A3038A80B6

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

MD5

Таблица 2 — Состав изме

рительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

элек-

триче-

ской

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 110 кВ «Промзона», РУ-35 кВ, яч. 2

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

HP Proliant DL360 G5

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

2

ПС 110 кВ «Промзона», РУ-35 кВ, яч. 3

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

3

ПС 110 кВ «Промзона», РУ-35 кВ, яч. 5

ТОЛ 35 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 21256-03 Фазы: А

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фазы: С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТФЗМ-35А-У1

НАМИ-35 УХЛ1

ЭКОМ

Актив-

ПС 110 кВ «Про

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

3000

ная

1,1

3,0

4

мзона», РУ-35 кВ,

150/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

J WWW

яч. 6

Рег. № 3690-73

Рег. № 19813-00

Рег. № 27524-04

17049-09

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ТВЛМ-10

НАМИ-10

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

ПС 110 кВ «Про

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,0

2,9

5

мзона», ЗРУ-10 кВ,

1500/5

10000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Ввод 1 Т

Рег. № 1856-63 Фазы: А; В; С

Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,0

4,5

ТВЛМ-10

НТМИ-10-66У3

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

ПС 110 кВ «Про

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

6

мзона», ЗРУ-10 кВ,

1500/5

10000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Ввод 2Т

Рег. № 1856-63 Фазы: А; В; С

Рег. № 831-69 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

HP Proliant

Реак

тивная

2,3

4,6

ТФЗМ 35А-ХЛ1

НАМИ-35 УХЛ1

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

DL360 G5

Актив-

ПС 110 кВ «Радуж

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

7

ная», ОРУ-35 кВ,

200/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

яч. 1

Рег. № 8555-81

Рег. № 19813-00

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ТФЗМ 35А-ХЛ1

НАМИ-35 УХЛ1

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

ПС 110 кВ «Радуж

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

8

ная», ОРУ-35 кВ,

200/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

яч. 2

Рег. № 8555-81

Рег. № 19813-00

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ТФЗМ 35А-ХЛ1

НАМИ-35 УХЛ1

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

ПС 110 кВ «Радуж

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

9

ная», ОРУ-35 кВ,

200/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

яч. 3

Рег. № 8555-81

Рег. № 19813-00

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТФЗМ 35А-ХЛ1

НАМИ-35 УХЛ1

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

ПС 110 кВ «Радуж

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

10

ная», ОРУ-35 кВ,

200/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

яч. 4

Рег. № 8555-81

Рег. № 19813-00

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ТЛМ-10

НТМИ-10-66У3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

11

ПС 110 кВ «Радужная», ЗРУ-10 кВ, яч.

Кл.т. 0,5 600/5

Кл.т. 0,5 10000/100

ная

1,3

3,3

101

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 831-69 Фазы: АВС

Реак

тивная

2,5

5,7

ТЛМ-10

НТМИ-10-66У3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

12

ПС 110 кВ «Радужная», ЗРУ-10 кВ, яч.

Кл.т. 0,5 600/5

Кл.т. 0,5 10000/100

ная

1,3

3,3

102

Рег. № 2473-69

Рег. № 831-69

Реак-

2,5

5,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

HP Proliant

тивная

ТЛМ-10

НТМИ-10-66У3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

DL360 G5

Актив-

13

ПС 110 кВ «Радужная», ЗРУ-10 кВ, яч.

Кл.т. 0,5 600/5

Кл.т. 0,5 10000/100

ная

1,3

3,3

201

Рег. № 2473-69

Рег. № 831-69

Реак-

2,5

5,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ТЛМ-10

НТМИ-10-66У3

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

ПС 110 кВ «Радуж

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1,1

3,0

14

ная», ЗРУ-10 кВ, яч.

200/5

10000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

202

Рег. № 2473-69

Рег. № 831-69

Рег. № 36697-12

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ТВЭ-35УХЛ2

НАМИ-35 УХЛ1

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

ПС 110 кВ «Исто

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

15

минская», ЗРУ-35

600/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ, яч. 1

Рег. № 13158-04

Рег. № 19813-05

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТВЭ-35УХЛ2

НАМИ-35 УХЛ1

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

ПС 110 кВ «Исто-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

16

минская», ЗРУ-35

300/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ, яч. 2

Рег. № 13158-04

Рег. № 19813-05

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

тивная

ТВЭ-35УХЛ2

НАМИ-35 УХЛ1

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

ПС 110 кВ «Исто-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

17

минская», ЗРУ-35

600/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ, яч. 3

Рег. № 13158-04

Рег. № 19813-05

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

тивная

ТВЭ-35УХЛ2

НАМИ-35 УХЛ1

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив-

ПС 110 кВ «Исто-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

18

минская», ЗРУ-35

300/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

HP Proliant DL360 G5

кВ, яч. 4

Рег. № 13158-04

Рег. № 19813-05

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110 кВ «Исто-

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив

ная

0,9

1,6

19

минская», ЗРУ-6 кВ,

600/5

Кл.т. 0,2S/0,5

яч. 104

Рег. № 32139-06 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,5

3,2

ПС 110 кВ «Исто-

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-09

Актив

ная

0,9

1,6

20

минская», ЗРУ-6 кВ,

600/5

Кл.т. 0,2S/0,5

яч. 208

Рег. № 32139-06 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,5

3,2

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 указана для ИК №№ 19, 20 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК для тока 5 % от 1ном; cosj = 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 УСПД на аналогичные утвержденных типов. А также 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

20

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 19, 20 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 19, 20 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С

температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С

от 90 до 110

от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от 0 до +30 от +18 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

90000

2

165000

2

75000

24

1

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

70000

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

30

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

10

для серверов:

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; 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;

УСПД;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (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

ТФЗМ-35А-У1

7

Трансформаторы тока

ТОЛ 35

1

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

6

Трансформаторы тока

ТФЗМ 35А-ХЛ1

8

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

8

Трансформаторы тока встроенные

ТВЭ-35УХЛ2

12

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

4

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-35 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66У3

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ- 10-95УХЛ2

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

16

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

4

Устройства сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

3

Сервер

HP Proliant DL360 G5

1

Методика поверки

МП ЭПР-152-2019

1

Паспорт-формуляр

ЮТЭК.860102.012.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-152-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЮТЭК». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 21.03.2019 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);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    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 «ЮТЭК», свидетельство об аттестации № 172/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЮТЭК»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание