Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Псковэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
первый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08 (Рег. № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер АО «Псковэнергосбыт», в качестве устройства синхронизации времени (УСВ) используется УСВ-3, Рег. № 64242-16, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.
Для ИИК 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков, установленных на ПС-53 «Псков», по проводным линиям связи RS-485 поступает в УСПД RTU-325, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на сервер АО «Псковэнергосбыт».
Для ИИК 3 - 12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи и далее через GSM канал связи также поступает на сервер АО «Псковэнергосбыт».
При помощи программного обеспечения (ПО) сервер АО «Псковэнергосбыт» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера АО «Псковэнергосбыт». В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-3. УСВ-3 осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСВ-3 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСВ-3.
Сравнение показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АО «Псковэнергосбыт» и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1, 2 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1, 2 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1, 2 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 3 - 12 и сервера АО «Псковэнергосбыт» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 3 - 12 и сервера АО «Псковэнергосбыт» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 3 - 12 и сервера АО «Псковэнергосбыт» на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование ИИК | Состав ИИК АИИС КУЭ |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС-53 «Псков» 110/10/6 кВ, ввод АТ-1 110 кВ | SB 0,8 кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 20951-06 | VEOT кл.т. 0,2 110000^3/100^3 Рег. № 37112-08 VEOT кл.т. 0,2 110000^3/100^3 Рег. № 37112-08 | А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325 Рег. № 37288-08 | Сервер АО «Псковэнергосбыт», УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 2 | ПС-53 «Псков» 110/10/6 кВ, ввод АТ-2 110 кВ | SB 0,8 кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 20951-06 | А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 3 | ПС-253 «Тямша» 110/10 кВ, фидер 253-10 (10 кВ) | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2473-00 | НАМИ-10 кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 НТМИ-10-66 У3 кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 | А1802 RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | - |
| 4 | ПС-116 «Дно» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Светлая-2 | ТФНД-110М кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 14205-94 | А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 5 | ПС-202 «Подберезье» 110/10 кВ, ВЛ-110 кВ Холмская-1 | ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 100/1 Рег. № 23256-05 | НКФ-110-57 110000^3/100^3 кл.т. 1,0 Рег. № 14205-94 | А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 6 | ПС-113 «Плюсса» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Плюсская-2 | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-88 | НКФ-110-57 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57-У1 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 14205-94 | А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ПС-508 «Добручи» 110/10 кВ, ВЛ-110 кВ Сланцевская-5 | ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-05 | НКФ-110 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 | А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | - | Сервер АО «Псковэнергосбыт», УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 8 | ПС-85 «Заплюсье» 35/10 кВ, ВЛ-35 кВ Заплюская-1 | ТОЛ-35 кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 21256-07 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 | А1802 RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 9 | ПС-139 «Кунья» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Нелидовская-2 | ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-05 Рег. № 60541-15 | НКФ-110 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 | А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 10 | ПС-204 «Пустыньки» 110/10 кВ, ввод Т-1-110 кВ (отпайка от ВЛ-110 кВ Нелидовская-2) | ТГФМ-110 II* кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 36672-08 | НКФ-110 110000^3/100^3 кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 | А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 11 | ПС-504 «ПКК» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, фидер 504-01 | ТОЛ-СВЭЛ-10 кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 42663-09 | ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 10000^3/100^3 Рег. № 3344-04 | А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 12 | ПС-504 «ПКК» 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, фидер 504-09 | ТОЛ 10-I кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 15128-03 | НАМИ-10 кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 7083 Рег. № 11094-87 | А1802 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Примечания:
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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ 5, % |
| I1(2)< I изм< I 5 % | I5 %< I изм< I 20 % | I 20 %< I изм< I 100 % | I100 %< I изм< I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 3 (Основной), 12 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,6 | ±1,2 |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,5 | - | ±5,4 | ±2,8 | ±2,0 |
| 3 (Резервный), 4, 6, 10 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 5 (ТТ 0,2S; ТН 1,0; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,9 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,8 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±2,3 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,5 | ±3,2 | ±2,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 7, 9 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,7 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ 5, % |
| I1(2)< I изм< I 5 % | I5 %< I изм< I 20 % | I 20 %< I изм< I 100 % | I100 %< I изм< I 120 % |
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5 | 0,9 | ±5,6 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,8 | ±4,6 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±4,1 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 | ±3,8 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| 3 (Основной), 12 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 0,9 | - | ±6,4 | ±3,3 | ±2,4 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,4 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,5 |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,6 | ±1,3 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 (Резервный), 4, 6, 10 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,5 | - | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 |
| 5 (ТТ 0,2S; ТН 1,0; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±6,3 | ±3,5 | ±3,1 | ±3,1 |
| 0,8 | ±5,3 | ±2,6 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,7 | ±5,0 | ±2,3 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±4,7 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 7, 9 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±5,7 | ±2,5 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 | ±4,7 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,7 | ±4,3 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,3 |
| 0,5 | ±4,0 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 |
| 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±8,1 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±7,5 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,7 | ±7,2 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±7,0 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительно] погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном частота, Гц коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИИК 1, 2, 5, 7 - 9 ток, % от 1ном для ИИК 3, 4, 6, 10 - 12 коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, УСВ, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +5 до +35 от 75 до 98 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики Альфа А1800: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД RTU-325: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-3: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 172 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер АИИС КУЭ: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 9 шт. |
| ТФЗМ-11ОБ-1У1 | 3 шт. |
| ТФНД-110М | 3 шт. |
| ТГФМ-110 II* | 3 шт. |
| SB 0,8 | 6 шт. |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 | 2 шт. |
| ТЛМ-10 | 2 шт. |
| ТОЛ-СВЭЛ-10 | 2 шт. |
| ТОЛ 10-I | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 15 шт. |
| НКФ-110-57 | 15 шт. |
| VEOT | 6 шт. |
| НАМИ-35 УХЛ1 | 1 шт. |
| НАМИ-10 | 2 шт. |
| НТМИ-10-66У3 | 1 шт. |
| ЗНОЛ.06 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | А1802 RAL-P4G-DW-4 | 10 шт. |
| А1802 RAL-P4GB-DW-4 | 2 шт. |
| УСПД | RTU-325 | 1 шт. |
| Сервер АО «Псковэнергосбыт» | - | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 1818/550-2014 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.2448 ПФ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1818/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Псковэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 24.03.2014 г. Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП, «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и по документу ДЯИМ.411152.018 МП, «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» утвержденному в 2012 г.;
УСПД RTU 325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методики измерений приведены в документах:
«Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Псковэнергосбыт»». Аттестована ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации;
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
