Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «НИТИ «Прогресс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ), АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GSM-модемы, далее по каналам связи, организованным по технологии CSD стандарта GSM, поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От сервера информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на АРМ энергосбытовой организации по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» - Удмуртское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом SMTP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс.
Сравнение показаний часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция часов выполняется при расхождении на величину ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа | ЦЕНТР» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.08 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5)% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС «Майская» 110/6 кВ, РУ-6кВ, 4СШ 6кВ, яч.ф.4402 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; С | НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | Sun Fire X4100 M2 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 2 | ПС «Майская» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.ф.4104 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; С | НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 3 | ПС «Подбо-ренка» 110/6 кВ, РУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, яч.ф.2242 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 4 | ПС «Подбо-ренка» 110/6 кВ, РУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, яч.ф.2244 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ПС «Подбо- | ТЛМ-10 | НАМИТ-10 | | | Активная | | |
| | ренка» 110/6 | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | 1,3 | 3,3 |
| 5 | кВ, РУ-6кВ, | 600/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | 1СШ 6 кВ, яч.ф.2245 | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 16687-07 Фазы: АВС | Рег. № 36697-08 | | 2,5 | 5,7 |
| 6 | ПС «Парковая» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.ф.504 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Активная Реактив- | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 1261-59 | Рег. № 3344-04 | Рег. № 36697-08 | | 2,5 | 5,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | ная | | |
| 7 | ПС «Парковая» 110/6 кВ, РУ-6кВ, 2СШ 6кВ, яч.ф.540 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Активная Реактив- | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 1276-59 | Рег. № 3344-04 | Рег. № 36697-08 | | 2,5 | 5,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | Sun Fire X4100 | ная | | |
| | | ТОЛ-СЭЩ-10 | НТМИ-6 У3 | | M2 | Активная | | |
| | РП-1 6 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | 1,3 | 3,3 |
| 8 | 6кВ, 2СШ 6кВ, | 100/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | яч.3 | Рег. № 51623-12 Фазы: А; С | Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | Рег. № 50460-18 | | 2,5 | 5,7 |
| | | ТПОЛ-10 | НТМИ-6 У3 | | | Активная | | |
| | РП-1 6 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | 1,3 | 3,3 |
| 9 | 6кВ, 2СШ 6кВ, | 600/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | яч.2 | Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | Рег. № 50460-18 | | 2,5 | 5,7 |
| | | ТЛМ-10 | НТМИ-6 У3 | | | Активная | | |
| | РП-1 6 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | 1,3 | 3,3 |
| 10 | 6 кВ, 1СШ 6 кВ, | 100/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | яч.15 | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | Рег. № 50460-18 | | 2,5 | 5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТЛК10-6 | НТМИ-6 У3 | | | Активная | | |
| | РП-1 6 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | 1,3 | 3,3 |
| 11 | 6 кВ, 1СШ 6 кВ, | 100/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | яч.14 | Рег. № 9143-01 Фазы: А; С | Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | Рег. № 50460-18 | | 2,5 | 5,7 |
| | | ТП0Л-10 | НАМИТ-10 | | | Активная | | |
| | РП-2 6 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | 1,3 | 3,3 |
| 12 | 6 кВ, 1СШ 6 кВ, | 1000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | яч.26 | Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | Рег. № 16687-13 Фазы: АВС | Рег. № 50460-18 | | 2,5 | 5,7 |
| | ТП-5 6кВ, РУ-0,4кВ, яч.1, Р4 | Т0П-0,66 Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 13 | 200/5 | □ | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | Рег. № 58386-14 Фазы: А; В; С | | Рег. № 50460-18 | Sun Fire X4100 M2 | 2,1 | 5,6 |
| | ТП-5 6кВ, РУ-0,4кВ, яч.8 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 14 | 200/5 | □ | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 50460-18 | | 2,1 | 5,6 |
| | ТП-5 6кВ, РУ-0,4кВ, яч.6 | | | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | | Активная | 1, 1 | 3,3 |
| 15 | □ | □ | Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 | | Реактив ная | 2,2 | 6,2 |
| | ТП-9 6кВ, РУ-0,4кВ, яч.7 | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 16 | 600/5 | □ | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 50460-18 | | 2,1 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ТП-9 6кВ, РУ-0,4кВ, яч.2 | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 17 | 600/5 | □ | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 50460-18 | | 2,1 | 5,6 |
| | ТП-9 6кВ, РУ-0,4кВ, яч.3 | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 18 | 600/5 | □ | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 50460-18 | | 2,1 | 5,6 |
| | ТП-9 6кВ, РУ-0,4кВ, яч.13 | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 19 | 600/5 | □ | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 50460-18 | | 2,1 | 5,6 |
| | ТП-9 6кВ, РУ-0,4кВ, яч.12 | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | Sun Fire X4100 M2 | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 20 | 600/5 | □ | Кл.т. 0,5 S/1,0 | Реактив ная | | |
| | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 50460-18 | | 2,1 | 5,6 |
| 21 | ВРУ-3 0,4кВ, | □ | □ | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 | | Активная | 1, 1 | 3,3 |
| КЛ-1 0,4кВ | | Реактив ная | 2,2 | 6,2 |
| 22 | ВРУ-3 0,4кВ | □ | □ | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 | | Активная | 1, 1 | 3,3 |
| КЛ-5 0,4кВ | | Реактив ная | 2,2 | 6,2 |
| | ТП-5 6кВ, РУ-0,4кВ, яч.3 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 23 | 150/5 | □ | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | Рег. № 50460-18 | | 2,1 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 24 | ТП-5 6кВ, РУ-0,4кВ, ЯБПВ 0,4кВ, КЛ-0,4кВ | ТТИ-А Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | □ | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | Sun Fire X4100 M2 | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 |
| 25 | ТП-5 6кВ, РУ-0,4кВ, 2СШ, яч.1, Р2 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | □ | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.
4 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. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 25 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | |
| °С | от +15 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛК10-6 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОП-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 12 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-60 | 15 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06-6У3 | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 У3 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 7 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 18 |
| Сервер | Sun Fire X4100 M2 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-108-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭСРГ.780440.023.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-108-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «НИТИ «Прогресс». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 25.10.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «НИТИ «Прогресс», свидетельство об аттестации № 126/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «НИТИ «Прогресс»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
73883-19: Методика поверки МП ЭПР-108-2018Скачать12.2 Мб