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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Каспэнергосбыт"

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают 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 КТи-327Ь01-Б2-Б06-М02 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УССВ-35НУБ (далее - УССВ).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД 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 «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.07, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.04

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» 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

УСПД/

Сервер

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Каспийская ТЭЦ

Каспийская

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

1

ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №29

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-

327L01-E2-

реактивная

±2,7

±4,8

Каспийская

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

2

ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №30

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

В06-М02 Рег. № 41907-09/ iROBO-

реактивная

±2,7

±4,8

Каспийская

ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 814-53

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

3

ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №32

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

2000-

4175TLRH

N

реактивная

±2,7

±4,8

Каспийская

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

4

ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №33

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №34

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327L01-E2-B06^02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

6

Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №38

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

7

Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №39

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

8

Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №40

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

9

Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №8

ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 814-53

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №9

ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1261-02

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327L01-E2-В06-М02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

11

Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №10

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-02

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

12

Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №14

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 22192-03

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

13

Каспийская ТЭЦ, РУ-6 кВ, яч. №18

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-02

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 ЗН0Л.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327L01-E2-В06-М02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ПС 110 кВ Очистные сооружения

14

ВЛ 6 кВ Ф-19, оп. №19/1, ПКУ3-6 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10-II У2

Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 32139-06

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327L01-E2-В06-М02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

15

ВЛ 6 кВ Ф-13, оп. №01/Ф-13, ПКУ2-6 кВ

Т0Л-10-[-2 У2

Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 15128-03

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

16

ВЛ 6 кВ Ф-9, оп. №01/Ф-9, ПКУ1-6 кВ

Т0Л-СЭЩ-10-П У2 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 32139-06

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ ЗТМ (Точная механика)

ВЛ 6 кВ Ф-5, оп.

ТОЛ-СЭЩ-10-II У2

Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 32139-06

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

17

№б/н, ПКУ5-6 кВ

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ВЛ 6 кВ Ф-3, оп.

ТОЛ-СЭЩ-10-II У2

Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 32139-06

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

18

№б/н, ПКУ4-6 кВ

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327L01-E2-Б06-М02 Рег. № 41907-09/ iROBO-2000-4175TLRH N

реактивная

±2,7

±4,8

19

ЗРУ-6 кВ, I СШ

ТЛК-10 Кл. т. 0,5

НАМИТ - 10-2-УХЛ2 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

±1,1

±3,0

6 кВ, Ф-2

Ктт 300/5 Рег. № 9143-06

Ктн 6000/100 Рег. № 16687-97

реактивная

±2,7

±4,8

20

ЗРУ-6 кВ, I СШ

ТЛК-10 Кл. т. 0,5

НАМИТ - 10-2-УХЛ2 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

±1,1

±3,0

6 кВ, Ф-4

Ктт 300/5 Рег. № 9143-06

Ктн 6000/100 Рег. № 16687-97

реактивная

±2,7

±4,8

21

ЗРУ-6 кВ, II СШ

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5

НАМИТ - 10-2-УХЛ2 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

±1,1

±3,0

6 кВ, Ф-7

Ктт 300/5 Рег. № 7069-79

Ктн 6000/100 Рег. № 16687-97

реактивная

±2,7

±4,8

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=0,05 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 21 от 0 до плюс 40 °C.

4    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5    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.

6    Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.

7    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.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

21

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 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 +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера,

оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД RTO-327L01-E2-B06-M02

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

1

2

Г лубина 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.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип (Обозначение)

Количество, шт./экз.

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

24

Трансформатор тока

ТПЛ-10

3

Трансформатор тока

ТПФМ-10

6

Трансформатор тока

ТПОЛ-10 У3

3

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

3

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10-II У2

8

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-2 У2

2

Трансформатор тока

ТЛК-10

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6У3

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6 У2

15

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2-УХЛ2

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

21

Устройство сбора и передачи данных

RTO-327L01-E2-B06-М02

1

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

1

Сервер

iR0B0-2000-

4175TLRHN

1

Методика поверки

МП 059-2019

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.604

ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 059-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Каспэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 04.07.2019 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - 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.;

-    УСПД RТU-327L01-E2-B06-M02 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

-    термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %, Рег. № 22129-09.

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) ООО «Каспэнергосбыт», аттестованном

ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

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