Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каустик» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) ОАО «Каустик», сервер баз данных (СБД) ОАО «Каустик», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве ССД и СБД используются серверы Supermicro 6015B-URB (Зав. №№ S6025BU27A03485, S6025BU27A03486), установленные в ОАО «Каустик».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени 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 измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- 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;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков.
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 текущим местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по информационным линиям связи интерфейса RS-485 (основной канал связи) либо по беспроводному GSM/GPRS каналу (резервный канал связи) с использованием каналообразующей аппаратуры поступает в сервер сбора данных (ССД), где осуществляется сбор, обработка и хранение измерительной информации.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию часов устройств АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Сигналы точного времени формируются источником точного времени - GPS-приемником, входящим в состав УСВ-1 (Госреестр № 28716-05). Коррекция отклонений встроенных часов счетчика и сервера осуществляется при помощи синхронизации часов устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-1.
Сличение часов счетчика и сервера с временем часов УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более ±1,0 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журнале событий сервера.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД (Windows Serever Standart Edition 2003 R2 SP2 32Bit. НомерверсииХ12-53780) и СБД (Windows Serever Standart Edition 2003 R2 SP2 64Bit. Номер версии Х12-53782) АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового |
| ПО «Пирамида 2000 сервер» 20.01\2010\С- 300 версия 3.0 от 09.09.2011 А7*3218036 | общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | Версия 3.0 | 52E28D7B-608799BB- 3CCEA41B-548D2C83 | MD5 |
| модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 6F557F88-5B7737261- 328CD778-05BD1BA7 |
| модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 48E73A92-83D1E664- 94521F63-D00B0D9F |
| модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | C391D642-71ACF405- 5BB2A4D3-FE1F8F48 |
| модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | ECF53293-5CA1A3FD-3215049A-F1FD979F |
| модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 1EA5429B-261FB0E2-884F5B35-6A1D1E75 |
| модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | E55712D0-B1B21906- 5D63DA94-9114DAE4 |
| модуль расчета небаланса энер-гии/мощности | CalcLeakage.dll | B1959FF7-0BE1EB17- C83F7B0F-6D4A132F |
| модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и транс форматорах | CalcLosses.dll | D79874D1-0FC2B156- A0FDC27E-1CA480AC |
| модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации | SynchroNSI.dll | 530D9B01-26FCDC2- 3ECD814C-4EB7CA09 |
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Лист № 4
Всего листов 10
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Каустик» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительно-информационных каналов | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ГПП Южная- 1 КРУ-10 кВ яч. № 38 (В-1 Т-2) | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S 3000/5 Зав. № 187 Зав. № 182 Зав. № 184 Госреестр № 11077-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 435 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0101072216 Госреестр № 27524-04 | Supermicro 6015B-URB Зав. №№ S6025BU27A03485, S6025BU27A03486 | активная реактивная |
| 2 | ГПП Южная- 1 КРУ-10 кВ яч. № 43 (В-2 Т-2) | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S 3000/5 Зав. № 185 Зав. № 186 Зав. № 188 Госреестр № 11077-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 260 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0101072459 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 3 | ГПП Южная- 2 КРУ-6 кВ яч. № 38 (В-1 Т-2) | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 181 Зав. № 177 Зав. № 174 Госреестр № 11077-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 27 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0101072209 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 4 | ГПП Южная- 2 КРУ-6 кВ яч. № 43 (В-2 Т-2) | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 175 Зав. № 173 Зав. № 176 Госреестр № 11077-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 18 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0101072223 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| П | родолжение таблицы 2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ГПП Южная- 3 КРУ-10 кВ яч. № 37 (В-1 Т-2) | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S 3000/5 Зав. № 183 Зав. № 189 Зав. № 190 Госреестр № 11077-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 565 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0101071226 Госреестр № 27524-04 | Supermicro 6015B-URB Зав. №№ S6025BU27A03485, S6025BU27A03486 | активная реактивная |
| 6 | ГПП Южная- 3 КРУ-10 кВ яч. № 40 (В-2 Т-2) | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S 3000/5 Зав. № 191 Зав. № 192 Зав. № 193 Госреестр № 11077-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 251 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0101072375 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 7 | ГПП Южная- 3 РУ-10 кВ яч. № 9 (В-3 Т-2) | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S 4000/5 Зав. № 170 Зав. № 171 Зав. № 172 Госреестр № 11077-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 568 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0101072272 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 8 | ГПП Южная- 4 КРУ-10 кВ яч. № 41 (В-1 Т-2) | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 593 Зав. № 594 Зав. № 595 Госреестр № 11077-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 266 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0101072549 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 9 | ГПП Южная- 4 КРУ-10 кВ яч. № 40 (В-2 Т-2) | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 599 Зав. № 600 Зав. № 601 Госреестр № 11077-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 232 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0101072395 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 10 | ГПП Южная- 5 КРУ-35 кВ яч. № 8 (В-1 Т-2) | ТПЛ-35 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 14 Зав. № 19 Зав. № 15 Госреестр № 21205-06 | UKM-36 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. №№ 78/45429/06, 78/45429/05, 78/45429/04 Госреестр № 43945-10 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0101072244 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| П | родолжение таблицы 2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 11 | ГПП Южная- 5 КРУ-10 кВ яч. № 19 (В-2 Т-2) | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 2120 Зав. № 2140 Зав. № 2104 Госреестр № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 331 Госреестр № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104081260 Госреестр № 27524-04 | Supermicro 6015B-URB Зав. №№ S6025BU27A03485, S6025BU27A03486 | активная реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 85 %, I1(2) %^ 1изм< I 5 % | 85 %, I5 %^ 1изм< I 20 % | 820 %, I 20 %^ 1изм< I 100 % | 8100 %, I100 %^ 1||зм- I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 9 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 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 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| 10, 11 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 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 |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 85 %, I1(2) %^ 1изм< I 5 % | 85 %, I5 %^ 1изм< I 20 % | 820 %, I 20 %^ 1изм< I 100 % | 8100 %, I100 %^ 1||зм- I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 9 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±8,1 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±5,8 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,7 | ±4,8 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±3,9 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 10, 11 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 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 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Лист № 7
Всего листов 10 Примечания:
1. Погрешность измерений 61(2>%P и 51(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%p и 31(2)%Q для cosф<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 1ном до 1,2-Ihom, cosф=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 - 9 и от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК №№ 10, 11;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5°С 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 ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 26035-83 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 электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика 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, УССВ, 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);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03-тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 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-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 27 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-35 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ -10-95 УХЛ2 | 10 |
| Трансформатор напряжения | UKM-36 | 3 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03 | 11 |
| Конвертер интерфейсов (основной канал сбора данных) | Moxa NPort 52532 I 2P RS-422/RS-485 | 5 |
| Модем (резервный канал сбора данных) | Контроллер Сикон ТС-65 | 5 |
| Свитч | AT-GS95O/16 | 6 |
| Свитч | АТ-9000/24 | 1 |
| Сервер | Supermicro Super server 6025B-URB | 2 |
| Источник бесперебойного питания | APC BackUps 500 | 6 |
| Источник бесперебойного питания | APC SMART- UPS XL 3000VA | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 1 |
| Специализированное программное обеспечение | ПО «Пирамида 2000 Сервер C-300» | 1 |
| Методика поверки | МП 1569/550-2013 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ИТФ.4222315.001-ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1569/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каустик». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в апреле 2013 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.;
- для 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 2010 г.;
- для УСВ-1 - по документу «ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённому ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (Госреестр № 27008-04).
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
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 системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каустик». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1262/550-01.00229-2013 от 20.05.2013 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.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
