Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (филиал АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, соотнесения результатов измерений к шкале всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU), сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение
3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в виде электронного документа ХМЬ для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя: сервер центра сбора и обработки информации филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция» (далее - ЦСОИ ЛАЭС) с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР», сервер баз данных (СБД) АО «Концерн Росэнергоатом» с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника GARMIN GPS16x-HVS, СБД
АО «Атомэнергопромсбыт» с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных.
ИИК, ИВК с техническими средствами приема-передачи данных и линиями связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков 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 вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчиках с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики сохраняют в регистрах памяти события: коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Результаты измерений и журналы событий со счетчиков по линиям связи интерфейса RS-485 и далее по радиоканалу стандарта GSM/CSD с использованием модемов передаются в ЦСОИ ЛАЭС. ЦСОИ ЛАЭС осуществляет сбор, обработку и хранение в базе данных результатов измерений и журналов событий; обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН; формирование отчетных документов, измерение времени в шкале UTC(SU); передачу данных на СБД АО «Концерн Росэнергоатом».
СБД АО «Концерн Росэнергоатом» осуществляет сбор, обработку и хранение в базе данных результатов измерений и журналов событий; ведение собственных журналов событий и передачу данных коммерческого учета по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 на СБД АО «Атомэнергопромсбыт».
СБД АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ. Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронноцифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- для передачи данных от счетчиков к модемам на уровне ИИК посредством проводной линии связи по интерфейсу RS-485;
- для передачи данных от ИИК в ЦСОИ ЛАЭС посредством радиоканала стандарта GSM7CSD;
- для передачи данных от ЦСОИ ЛАЭС в СБД АО «Концерн Росэнергоатом», от СБД АО «Концерн Росэнергоатом» в СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и от СБД АО «Атомэнергопромсбыт» внешним системам посредством сети Интернет.
На функциональном уровне в составе АИИС КУЭ организована система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы СБД АО «Атомэнергопромсбыт», ЦСОИ ЛАЭС и счетчиков. ЦСОИ ЛАЭС получает сигналы точного времени от устройства синхронизации системного времени УССВ на основе GPS-приемника GARMIN GPS16x-HVS. В качестве резервных источников точного времени ЦСОИ ЛАЭС используется:
- NTP сервер точного времени типа LANTIME M300;
- группа NTP-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава государственного первичного эталона времени РФ.
Синхронизация часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» происходит по сигналам УСВ, включающего GPS-приёмника типа УССВ-16HVS подключенного к серверу АО «Концерн Росэнергоатом» (основной) и от NTP-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава государственного первичного эталона времени РФ (резервный), не реже одного раза в час, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера АО «Концерн Росэнергоатом» и УСВ на величину более чем ±1 с.
СБД АО «Атомэнергопромсбыт» получает шкалу времени в постоянном режиме с помощью специализированной утилиты от NTP-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава государственного первичного эталона времени РФ. ЦСОИ ЛАЭС во время сеанса связи со счетчиками вычисляет поправку времени часов счетчиков. В случае, если поправка превышает величину ±3 с, сервер ЦСОИ ЛАЭС корректирует часы счетчика и записывает в журнал событий факт коррекции времени с указанием времени до коррекции и после коррекции часов счетчика. Счетчики СЭТ-4ТМ.02М.03 допускают синхронизацию не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий ЦСОИ ЛАЭС и счетчиков отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», установленное на ЦСОИ ЛАЭС, СБД АО «Концерн Росэнергоатом», СБД АО «Атомэнергопромсбыт». Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО на ЦСОИ ЛАЭС |
| Идентификационное наименование ПО | (ПО «АльфаЦЕНТР») ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО | Не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| ПО на СБД АО «Концерн Росэнергоатом» |
| Идентификационное наименование ПО | (ПО «АльфаЦЕНТР») ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО | Не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| ПО на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» |
| Идентификационное наименование ПО | (ПО «АльфаЦЕНТР») ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО | Не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не оказывает влияние на метрологические характеристики ИК, указанные в таблицах 3 и 4.
Уровень защиты программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3 и 4.
| Таблица 2 - Состав И | К |
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС-501 110 кВ Бойлерная, ввод 6 кВ 11ТБ | ТПШЛ-10 кл. т. 0,5 Ктр=1500/5 рег. №1423-60 | НТМИ-6-66 кл. т. 0,5 Ктр=6000/100 рег. №2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 рег. №31857-11 | |
| 2 | ПС-501 110 кВ Бойлерная, ввод 6 кВ 12ТБ | ТПШЛ-10 кл. т. 0,5 Ктр=1500/5 рег. №1423-60 | НТМИ-6-66 кл. т. 0,5 Ктр=6000/100 рег. №2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 рег. №31857-11 | |
| 3 | ПС-353 110 кВ Систа, ввод 6 кВ 1Т-353 | ТВЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктр=600/5 рег. №1856-63 | НТМИ-6-66 кл. т. 0,5 Ктр=6000/100 рег. №2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 рег. №31857-11 | |
| 4 | ПС-353 110 кВ Систа, ввод 6 кВ 2Т-353 | ТВЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктр=600/5 рег. №1856-63 | НТМИ-6-66 кл. т. 0,5 Ктр=6000/100 рег. №2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 рег. №31857-11 | ЦСОИ ЛАЭС, СБД АО «Концерн Росэнергоатом», СБД АО «Атомэнергопром сбыт» |
| 5 | ПС-353 110 кВ Систа, ЩСН 0,4 кВ, ТСН-1Т | ТОП-0,66 кл. т. 0,5 S Ктр=75/5 рег. № 1517406 | не используется | A1805RAL-P4GB- DW-4 кл. т. 0,5S/1,0 рег. №31857-06 |
| 6 | ПС-353 110 кВ Систа, ЩСН 0,4 кВ, ТСН-2Т | ТОП-0,66 кл. т. 0,5 S Ктр=75/5 рег. № 1517406 | не используется | A1805RAL-P4GB- DW-4 кл. т. 0,5S/1,0 рег. №31857-06 | |
| 7 | ПС-501 110 кВ Бойлерная, КРУ-6 кВ, яч.7 | ТЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктр=800/5 рег. №2473-69 | НТМИ-6-66 кл. т. 0,5 Ктр=6000/100 рег. №2611-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 кл. т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-08 | |
| 8 | ПС-501 110 кВ Бойлерная, КРУ-6 кВ, яч.43 | ТЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктр=800/5 рег. №2473-69 | НТМИ-6-66 кл. т. 0,5 Ктр=6000/100 рег. №2611-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 кл. т. 0,5S/1,0 рег. № 36697-08 | |
| 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
| ИК №№ | cos j | I2< I изм<1 5 | I5< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм<1 120 |
| 5-даоА % | 5-даоР % | 5-даоА % | 5-даоР % | 5-даоА % | 5-даоР % | 5-даоА % | 5-даоР % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 - 4 | 0,50 | - | - | ±5,4 | ±2,7 | ±2,9 | ±1,5 | ±2,2 | ±1,2 |
| 0,80 | - | - | ±2,9 | ±4,4 | ±1,6 | ±2,4 | ±1,2 | ±1,9 |
| 0,87 | - | - | ±2,5 | ±5,5 | ±1,4 | ±3,0 | ±1,1 | ±2,2 |
| 1,00 | - | - | ±1,8 | - | ±1,1 | - | ±0,9 | - |
| 5, 6 | 0,50 | ±4,7 | ±2,6 | ±2,8 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,9 | ±1,3 |
| 0,80 | ±2,6 | ±4,0 | ±1,7 | ±2,7 | ±1,1 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,8 |
| 0,87 | ±2,3 | ±4,9 | ±1,6 | ±3,1 | ±1,0 | ±2,1 | ±1,0 | ±2,1 |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,0 | - | ±0,8 | - | ±0,8 | - |
| 7, 8 | 0,50 | - | - | ±5,5 | ±3,0 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,80 | - | - | ±3,0 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,4 | ±2,1 |
| 0,87 | - | - | ±2,7 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,1 | ±1,2 | ±2,4 |
| 1,00 | - | - | ±1,8 | - | ±1,2 | - | ±1,0 | - |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos j | I2< I | изм< 5 | I-5< I изм< 20 | I20< I изм< 100 | I100< I изм <1 120 |
| 5wA % | 5wP % | 5wA % | 5wP % | 5wA % | 5wP % | 5wA % | 5wP % |
| | 0,50 | - | - | ±5,4 | ±3,0 | ±3,0 | ±2,0 | ±2,3 | ±1,8 |
| 1 - 4 | 0,80 | - | - | ±2,9 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,8 | ±1,4 | ±2,3 |
| 0,87 | - | - | ±2,6 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,3 | ±1,2 | ±2,6 |
| | 1,00 | - | - | ±1,8 | - | ±1,1 | - | ±0,9 | - |
| | 0,50 | ±4,9 | ±3,7 | ±3,1 | ±3,3 | ±2,3 | ±3,0 | ±2,3 | ±3,0 |
| 5, 6 | 0,80 | ±2,9 | ±4,7 | ±2,2 | ±3,8 | ±1,8 | ±3,2 | ±1,8 | ±3,2 |
| 0,87 | ±2,7 | ±5,5 | ±2,1 | ±4,1 | ±1,7 | ±3,4 | ±1,7 | ±3,4 |
| | 1,00 | ±2,3 | - | ±1,3 | - | ±1,1 | - | ±1,1 | - |
| | 0,50 | - | - | ±5,7 | ±4,0 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,6 | ±3,1 |
| 7, 8 | 0,80 | - | - | ±3,3 | ±5,3 | ±2,2 | ±3,7 | ±1,9 | ±3,4 |
| 0,87 | - | - | ±3,0 | ±6,2 | ±2,0 | ±4,1 | ±1,8 | ±3,6 |
| | 1,00 | - | - | ±2,0 | - | ±1,4 | - | ±1,3 | - |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с |
| Примечание: I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; | | | | |
| I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; | | | | |
| I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; | | | | |
| I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; | | | |
| I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; | | | |
| !изм-сила тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; |
| 8woA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 8т>Р - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии ; 5WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 5WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: - ток, % от 1ном для ИК № 5, 6: - ток, % от 1ном для ИК № 1 - 4, 7, 8: - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos j для ИК № 1 - 6: - коэффициент мощности cos j для ИК № 7, 8: температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: | от 2 до 120 от 5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном для ИК № 5, 6: - ток, % от 1ном для ИК № 1 - 4, 7, 8: - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos j для ИК № 1 - 6: - коэффициент мощности cos j для ИК № 7, 8: температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера | от 2 до 120 от 5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. от 0 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
| Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | Автоматическое |
| Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов | Автоматическое |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее Серверы: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 3,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики A1802RAL-P4G-DW-4 и A1805RAL-P4GB-DW-4: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Счетчики СЭТ-4ТМ.02М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Серверы: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, часов | 120000 140000 2 70000 1 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания оборудования ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ по электронной почте;
Регистрация событий:
- в журналах событий счетчиков:
- параметрирование;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в счетчиках;
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- оборудования ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка паролей на счетчики; установка паролей на серверы ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра ГДАР.411711.085-07.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (филиал АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция»). Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОП-0,66 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1802RAL-P4G-DW-4 | 4 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1805RAL-P4GВ-DW-4 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02М.03 | 2 |
| ЦСОИ ЛАЭС | НР ProLiant DL360 Gen9 | 1 |
| СБД АО «Концерн Росэнергоатом» | PC платформа x86 | 1 |
| СБД АО «Атомэнергопромсбыт» | Dell PowerEdge R430 | 1 |
| GPS-приемник | GARMIN GPS16x-HVS | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (филиал АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция»). Формуляр | ГДАР.411711.085-07.ФО | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (филиал АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция»). Методика поверки | МП-181^.Яи.310556-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-181-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (филиал АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 14.02.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.
- для счетчиков электрической энергии A1805RAL-P4GВ-DW-4 - в соответствии с методикой поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.
- для счетчиков электрической энергии A1802RAL-P4G-Dw-4 - в соответствии с методикой поверки ДИЯМ.411152.018 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и дополнением к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП, утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (филиал АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция»)» Свидетельство об аттестации методики измерений №442-RA.RU.311735-2019 от 14.02.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (филиал АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция»)
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75177-19: Методика поверкиСкачать4.2 Мб