Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО «Желдорреммаш» (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) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени, автоматизированное рабочее место (АРМ), 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 соответствующий GSM-коммуникатор, далее по каналам связи 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 передается на АРМ по каналу связи сети Ethernet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов 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, устройство синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ-3 осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-3 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется 1 раз в сутки по расписанию модуля синхронизации ПО «Пирамида 2000». Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика 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) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | CalcCli- ents.dll | Cal- cLeakage. dll | Cal- cLosses.d ll | Metrol ogy.dll | Parse- Bin.dll | Par- seIEC.dll | ParseMod bus.dll | ParsePi- ramida.dll | Synchro NSI.dll | Verify- Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | | dll | | | не ниже 3.0 | | | | |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 | b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Устройство синхронизации времени | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 4 | ТЛШ-10УЗ Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; В; С | 1 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/0,1 Рег. № 36697-12 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL180 О9 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 2 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 15 | ТЛШ-10УЗ Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; В; С | 2 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 3 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 20 | ТЛШ-10УЗ Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; В; С | 3 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 4 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 31 | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В ТЛШ-10УЗ Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: С | 4 СШ: 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. № 36697-12 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL180 G9 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 5 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, ввод 6 кВ ТСН-1 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 17551-03 Фазы: А; С | - | СЭТ-4 ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,5 |
| 6 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, ввод 6 кВ ТСН-2 | Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; С | - | СЭТ-4 ТМ.03.14 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,5 |
| 7 | ЦРП 6 кВ, СШ 6 кВ, яч. 37, ф. №3 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 8 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 100/5 | 1 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4 ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Актив ная | 1, 1 | 3,0 |
| | кВ, яч. 2 | Рег. № 15128-07 Фазы: А; С | Рег. № 36697-12 | | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| 9 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 | 1 СШ: 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 | | | Актив ная | 1,3 | 3,3 |
| | кВ, яч. 7 | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 36697-12 | | | Реак тивная | 2,5 | 5,6 |
| | | ТЛМ-10 | 1 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | | | | Актив- | | |
| 10 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 | Кл.т. 0,5 150/5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | УСВ-3 Рег. № | HP Proliant DL180 | ная | 1,3 | 3,3 |
| | кВ, яч. 8 | Рег. № 2473-05 Фазы: А; С | Рег. № 36697-12 | 64242-16 | G9 | Реак тивная | 2,5 | 5,6 |
| 11 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 | 2 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Актив ная | 1, 1 | 3,0 |
| | кВ, яч. 11 | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 36697-12 | | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| 12 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 | 2 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Актив ная | 1, 1 | 3,0 |
| | кВ, яч. 12 | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 27524-04 | | | Реак тивная | 2,3 | 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 13 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 | 2 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4 ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Актив ная | 1, 1 | 3,0 |
| | кВ, яч. 16 | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 36697-08 | | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| 14 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 | 2 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | Актив ная | 1,3 | 3,3 |
| | кВ, яч. 17 | Рег. № 1276-59 | Рег. № 36697-12 | | | Реак- | 2,5 | 5,6 |
| | | Фазы: А; С | | УСВ-3 | HP Proli- | тивная | | |
| | | | | Рег. № | ant DL180 | | | |
| | | | 3 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | | | | |
| | | ТЛМ-10 | | 64242-16 | О9 | Актив- | | |
| 15 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 | Кл.т. 0,5 50/5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | кВ, яч. 24 | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 36697-12 | | | Реак тивная | 2,5 | 5,6 |
| 16 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 | 3 СШ: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4 ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Актив ная | 1, 1 | 3,0 |
| | кВ, яч. 25 | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 36697-12 | | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 17 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 32 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 22192-07 Фазы: С | 4 СШ: 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. № 36697-12 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL180 G9 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 18 | ТП-12 6 кВ, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ 2Т | ТПЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 40/5 Рег. № 71808-18 Фазы: А; С | НОМ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 Фазы: А; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 19 | ТП-12 6 кВ, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ 1 Т | ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 40/5 Рег. № 814-53 Фазы: А; С | НОМ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 Фазы: А; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 20 | ТП-34 6 кВ, РУ -6 кВ, ф. «База Прометей» | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 47958-11 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. № 36697-12 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 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 для ИК № 18 указана для тока 2 % от !ном, для остальных ИК - 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 устройства синхронизации времени на аналогичное утвержденного типа, а также 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК № 18 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК № 18 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 140000 2 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4 ТМ.03: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, | ч | 2 |
| для УСВ-3: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 45000 |
| 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 | | 40 |
| 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 по электронной почте.
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. |
| Трансформаторы тока | ТЛШ-10УЗ | 10 |
| Трансформаторы тока | ТЛШ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 14 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 1 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока проходные | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 17 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4 ТМ.03 | 3 |
| У стройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL180 G9 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-140-2019 | 1 |
| Паспорт-формуляр | РУСО.411722.АИИС.283 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-140-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО «Желдорреммаш». Методика поверки», утвержденному
ООО «ЭнергоПромРесурс» 13.02.2019 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 Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО «Желдорреммаш», свидетельство об аттестации № 158/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО «Желдорреммаш»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
74489-19: Методика поверки МП ЭПР-140-2019Скачать12.0 Мб