Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЗСМИ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие 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.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 2882205), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД) ООО «КЗСМИ», автоматизированные рабочие места (АРМ), УСВ-2 (Гос-реестр № 41681-10), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
Лист № 2
Всего листов 9 конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
Принцип действия:
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 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД СИКОН С70, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.
Сервер, установленный в ООО «КЗСМИ», опрашивает УСПД по сети Интернет посредством GPRS, считывает с него профили мощности и журналы событий счётчиков (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллером, сервер устанавливает CSD-соединение с С-1.02 и по нему считывает данные). Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) «Пирамида 2000» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующая передачу информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Волгоградское РДУ и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера. В качестве базового прибора СОЕВ используется УСВ-2.
Сравнение показаний часов УСВ-2 и СБД осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и СБД осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и СБД.
Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-2, установленного в ОПУ ПС Промзона, осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УСВ-2 осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 на величину более ±500 мс.
Сравнение показаний часов УСПД и счетчиков происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и счетчиков на величину более ±1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| BLD.dll | v 10.05 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
| cachect.dll | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d |
| Re-gEvSet4tm.dll | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 |
| caches 1.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb |
| cacheS10.dll | 6802cbdeda81efea2b 17145ff22efOO |
| siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099fc9908fc785cb45 |
| sicons50.dll | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 |
| comrs232.dll | bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf |
| dbd.dll | feO5715defeec25eO62 245268ea0916a |
| ESClient ex.dll | 27c46d43bllca3920c f2434381239d5d |
| filemap.dll | C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e |
| plogin.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид электро энергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 23 | ТШЛП-10 кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 00024 Зав. № 00025 Зав. № 00026 Госреестр № 19198-05 | НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811080334 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С70 Зав.№ 05371 Госреестр № 28822-05 | Сервер ООО «КЗСМИ» | активная реактивная |
| 2 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 3 | ТШЛП-10 кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 00022 Зав. № 00023 Зав. № 00027 Госреестр № 19198-05 | НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0246 Госреестр № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811080393 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| 3 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 45 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 42985 Зав. № 48929 Госреестр № 1276-59 | НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093231 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 4 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 47 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 6928 Зав. № 570 Госреестр № 1276-59 | НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093211 Госреестр № 36355-07 | СИКОН С70 Зав.№ 05371 Госреестр № 28822-05 | Сервер ООО «КЗСМИ» | активная реактивная |
| 5 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 14 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2218 Зав. № 20899 Госреестр № 1276-59 | НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0246 Госреестр № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612097310 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 6 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 17 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 20552 Зав. № 20433 Госреестр № 1276-59 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0612093099 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 7 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 38 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2453 Зав. № 27277 Госреестр № 1276-59 | НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0612097400 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 8 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 40 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 8915 Зав. № 82206 Госреестр № 1276-59 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0612097324 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 9 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 41 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 1605 Зав. № 1647 Госреестр № 1276-59 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0612097449 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 10 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 16 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2085 Зав. № 2213 Госреестр № 1276-59 | НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0246 Госреестр № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093140 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 11 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 46 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2239 Зав. № 2067 Госреестр № 1276-59 | НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093163 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 12 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 18 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 29195 Зав. № 43079 Госреестр № 1276-59 | НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612097414 Госреестр № 36355-07 | СИКОН С70 Зав.№ 05371 Госреестр № 28822-05 | Сервер ООО «КЗСМИ» | активная реактивная |
| 13 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 27 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 66918 Зав. № 66796 Госреестр № 1276-59 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612097912 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 14 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 36 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 1574 Зав. № 1750 Госреестр № 2363-68 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093190 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 15 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 37 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 48845 Зав. № 49428 Госреестр № 1276-59 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093161 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 16 | ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 39 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 14168 Зав. № 3906 Госреестр № 1276-59 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612097868 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| 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 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 |
| 3 - 16 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,2 | ±2,5 |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной тивной электрической энергии в | погрешности ИИК при измерении реак-рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| 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 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±5,4 | ±3,2 | ±2,2 | ±2,2 |
| 0,8 | ±5,4 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,7 | ±5,4 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±5,4 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,9 |
| 3 - 16 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 |
| 0,8 | - | ±5,5 | ±4,0 | ±3,7 |
| 0,7 | - | ±4,8 | ±3,7 | ±3,5 |
| 0,5 | - | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%p и 81(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-Uhom;
- сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9/Uhom до 1,1-Uhom,
- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1, 2, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для
ИИК № 3 - 16;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, УСПД, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Тип | Кол., шт. |
| Трансформатор тока | ТШЛП-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 26 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 14 |
| УСПД | СИКОН С70 | 1 |
| Модем | Siemens TC-35i | 1 |
| Сервер ООО «КЗСМИ» | HP Proliant ML150 | 1 |
| GSM-модем | TELEOFIS RX102-R2 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 2 |
| Источник бесперебойного питания | АРС Smart - UPS 500 | 1 |
| Методика поверки | МП 1900/550-2014 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.269 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1900/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЗСМИ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2014 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе:
- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электро-
Лист № 9
Всего листов 9 энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЗСМИ»». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0028/2014-01.00324-2011 от 04.07.2014 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
