Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Костромская сбытовая компания"
| Номер в ГРСИ РФ: | 54806-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
| 54806-13: Описание типа СИ | Скачать | 122 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 54806-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Костромская сбытовая компания" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Примечание | 16.04.2014 Внесены изменения в описание типа |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 489 п. 01 от 16.04.2014Приказ 1086 п. 30 от 10.09.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1622/550-2013 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 54806-13: Описание типа СИ | Скачать | 122 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Костромская сбытовая компания» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
Первый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональный счетчик активной и реактивной электрической энергии (счетчик), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ПАО «Костромская сбытовая компания» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28716-05 (Рег. № 28716-05), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
измерение 30-минутных приращение активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной информации, рассчитанной, замещенной и т. д.) в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений, входящим в сечения коммерческого учета с ПАО «Костромская сбытовая компания», данных о состоянии соответствующих средств измерений);
формирование актов учета перетоков и интегральных актов электроэнергии (направляемых коммерческому оператору оптового рынка) по сечениям между ПАО «Костромская сбытовая компания» и смежными субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности;
формирование отчетов в форматах XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070 а также в иных согласованных форматах;
передача результатов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным участникам 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 ОАО «Костромская сбытовая компания»;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция часов АИИС КУЭ); ведение и передача журналов событий компонентов 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 и без корректировки на величину потерь электроэнергии в электрических сетях. Счетчик автоматически ведет журнал событий.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения 30 мин. и журнал событий соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений передаются в кВт^ч (квар^ч).
Цифровой сигнал со значениями результатов измерений и информацией из журнала событий с выхода счетчика по линиям связи и далее через GSM-модем поступает на сервер АИИС КУЭ. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов, перевод измеренных значений в именованные физические величины, корректировку измеренных значений электроэнергии на величину потерь электроэнергии в электрических сетях, округление результатов измерений), формирование, хранение справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Internet в АО «АТС» и смежным субъектам ОРЭМ в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет импорт данных из XML-файлов 80020, 80030, 80040 с использованием канала связи сети Internet от смежных АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ (Таблица 1) в соответствии с кодами точек измерений, измерительных каналов, средств и объектов измерений и записывает 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии и журналы событий. Импортируемые данные сохраняются в базе данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Обработка измерительной информации из XML-файлов 80020, 80040 (умножение на коэффициенты трансформации, округление результатов измерений) не производится. Полученные данные используются при формировании, оформлении справочных и отчетных документов и последующей передачи информации по каналам связи Internet в АО «АТС» и смежным субъектам ОРЭМ в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.
Возможет импорт данных в АИИС КУЭ из XML-файлов 80020, 80030, 80040 с использованием канала связи сети Internet от других смежных АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ.
Обмен данными между смежными АИИС КУЭ и АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания» производится по электронной почте по каналу связи Internet в формате XML-файлов 80020 и 80040 с результатами измерений (30-минутными приращениями активной и реактивной электроэнергии), и в формате XML-файлов 80030 с информацией о состоянии средств измерений (журналов событий) и объектов измерений. Результаты измерений передаются в целых кВтч (квар^ч).
Наименования смежных АИИС КУЭ, с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания», приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Наименования смежных АИИС КУЭ, с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания»
|
№ СИ |
Наименование средств измерений утвержденного типа |
Рег. № |
|
1 |
АИИС ООО «Кроностар» |
29871-05 |
|
2 |
АИИС КУЭ ООО «Ремтара» |
36078-07 |
|
3 |
АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Звезда» |
38199-08 |
|
4 |
АИИС КУЭ Костромаэнерго-1 |
40020-08 |
|
5 |
АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Борок» |
42091-09 |
|
6 |
АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Мантурово» |
42092-09 |
|
7 |
АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь» |
42132-09 |
|
8 |
АИИС КУЭ тяговых подстанций Северной ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Костромской области |
45307-10 |
|
9 |
АИИС КУЭ ОАО «Фанплит» |
47558-11 |
|
10 |
АИИС КУЭ ООО «Омский стекольный завод» |
46399-11 |
|
11 |
АИИС КУЭ тяговой подстанции «Космынино» Северной ЖД-филиала ОАО «РЖД» в границах Костромской области |
50613-12 |
|
12 |
АИИС КУЭ Костромской ТЭЦ-1 и Костромской ТЭЦ-2 |
53652-13 |
|
13 |
АИИС КУЭ ОАО «Фанком» |
54953-13 |
|
14 |
АИИС КУЭ тяговых подстанций Северной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Костромской области |
55737-13 |
|
15 |
АИИС КУЭ ЕНЭС 220 кВ "Галич" |
57611-14 |
|
16 |
АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Кострома-2" |
57612-14 |
|
17 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети |
59086-14 |
|
18 |
АИИС КУЭ ООО "Каскад-энергосбыт" - Регионы" (3 очередь) |
60776-15 |
|
19 |
АИИС КУЭ АО Транссервисэнерго по группе объектов №1 |
65100-16 |
Серверное оборудование АИИС при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет прием, обработку полученной измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации путем межсерверного обмена в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Передача информации в адрес АО «АТС» осуществляется с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ, а также в АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам ОРЭМ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070. Результаты измерений передаются в целых кВт^ч (квар^ч).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ-1, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в день. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.
СОЕВ не осуществляет синхронизацию времени в компонентах смежных АИИС КУЭ. Синхронизация часов в компонентах смежных АИИС КУЭ производится в соответствии с Описаниями типа средств измерений и документацией смежных АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 3.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
Таблица 3 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Диспетчерское наименование ИИК |
Состав ИИК |
Вид электро энергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 110/35/10 кВ КПД, Ввод Т-1 110 кВ |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S 300/5 Зав. № 259 Зав. № 258 Зав. № 256 Рег. № 44640-11 |
ЗНГ-УЭТМ-110 кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Зав. № 388 Зав. № 387 Зав. № 389 Рег. № 53343-13 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808140534 Рег. № 36697-08 |
Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Зав. № 1509 Рег. № 28716-05 |
Активная Реактивная |
|
2 |
ПС 110/35/10 кВ КПД, Ввод Т-2 110 кВ |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S 300/5 Зав. № 266 Зав. № 261 Зав. № 257 Рег. № 44640-11 |
ЗНГ-УЭТМ-110 кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Зав. № 717 Зав. № 718 Зав. № 719 Рег. № 53343-13 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808140151 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная | |
|
3 |
ПС 110/35/6 кВ СУ ГРЭС, Ввод Т-1 110 кВ |
ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 60503 Зав. № 60549 Рег. № 2793-88 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 1858 Зав. № 1868 Зав. № 2730 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01056434 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
4 |
ПС 110/35/6 кВ СУ ГРЭС, Ввод Т-2 110 кВ |
ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 60119 Зав. № 60067 Рег. № 2793-88 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 906 Зав. № 904 Зав. № 912 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №01056441 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
5 |
ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-110 кВ Нерехта-1 (Нерехта-Лютово) |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 1305 Зав. № 2555 Зав. № 2590 Рег. № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 1263 Зав. № 1232 Зав. № 1220 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12047021 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
6 |
ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-110 кВ Нерехта-Писцово |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 2475 Зав. № 2470 Зав. № 2564 Рег. № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 1263 Зав. № 1232 Зав. № 1220 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02059452 Рег. № 27524-04 |
Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Зав. № 1509 Рег. № 28716-05 |
Активная Реактивная |
|
7 |
ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-110 кВ Нерехта-Клементьево |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 2477 Зав. № 2560 Зав. № 2569 Рег. № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 1216 Зав. № 1218 Зав. № 1217 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104060151 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
8 |
ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-110 кВ Нерехта-2 (Нерехта-Ярцево) |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 2463 Зав. № 2585 Зав. № 2559 Рег. № 23256-05 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 1216 Зав. № 1218 Зав. № 1217 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02059403 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
9 |
ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-35 кВ Нерехта-Рождествено |
ТГМ-35 УХЛ1 Зав. № 226 Зав. № 225 Рег. № 41967-09 ТБМО-35 УХЛ1 Зав. № 05 Рег. № 33045-06 кл.т. 0,2S 100/1 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 212 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12045165 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
10 |
ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-35 кВ Нерехта-Смирновская |
ТБМО-35 УХЛ1 кл.т. 0,2S 200/1 Зав. № 08 Зав. № 57 Зав. № 09 Рег. № 33045-06 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 203 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12045205 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
11 |
ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ЗРУ-10 кВ, 1СШ, ф. 10-11 |
ТВЛМ-10 Зав. № 08198 Зав. № 01609 Рег. № 1856-63 ТЛМ-10 Зав. № 1361 Рег. № 2473-05 кл.т. 0,5 300/5 |
НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 45685 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107081893 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
12 |
ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ЗРУ-10 кВ, 2СШ, ф. 10-12 |
ТЛМ-10 Зав. № 7906 Зав. № 2986 Рег. №2473-00 ТВЛМ-10 Зав. № 1399 Рег.№ 1856-63 кл.т. 0,5 300/5 |
НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 7608 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12040310 Рег. № 27524-04 |
Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Зав. № 1509 Рег. № 28716-05 |
Активная Реактивная |
|
13 |
ПС 110/27,5/10 кВ Буй (т), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Халдеево-Буй (т) |
ТГФ-110 кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 530 Зав. № 531 Зав. № 532 Рег. № 16635-02 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 1104 Зав. № 1102 Зав. № 1097 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12040210 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
14 |
ПС 110/27,5/10 кВ Поназы-рево (т), ВЛ110 кВ По-назырево -Ацвеж |
ТГФ-110 кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 538 Зав. № 536 Зав. № 534 Рег. № 16635-02 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 1113 Зав. № 1101 Зав. № 1112 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01056448 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
15 |
ПС 110/27,5/10 кВ Поназы-рево (т), ВЛ110 кВ По-назырево -Г остовская |
ТГФ-110 кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 537 Зав. № 533 Зав. № 535 Рег. № 16635-02 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 1113 Зав. № 1101 Зав. № 1112 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02059410 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
16 |
ПС 110/27,5/10 кВ Поназы-рево (т), ОМВ-110 кВ |
ТГФ-110 кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 541 Зав. № 543 Зав. № 540 Рег. № 16635-02 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 1115 Зав. № 1110 Зав. № 1107 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104064195 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
17 |
ПС 110/10 кВ Г ригор-цево, Ввод 110 кВ |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S 50/5 Зав. № 941 Зав. № 948 Зав. № 945 Рег. № 44640-11 |
НКФ 110-83 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 37180 Зав. № 37294 Зав. № 37329 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02052066 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
18 |
ПС 110/10 кВ Клемен-тьево, Ввод Т-1 110 кВ |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S 50/5 Зав. № 946 Зав. № 943 Зав. № 947 Рег. № 44640-11 |
НКФ 110-83 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 21403 Зав. № 54517 Зав. № 56209 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01056378 Рег. № 27524-04 |
Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Зав. № 1509 Рег. № 28716-05 |
Активная Реактивная |
|
19 |
ПС 110/35/10 кВ Александрово, ВЛ-110 кВ За-волжск-Александрово |
ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 47856 Зав. № 35562 Рег. № 2793-71 |
НКФ 110-57У1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 9662 Зав. № 9559 Зав. № 9433 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12045155 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
20 |
ПС 110/35/10 кВ Павино, ВЛ110 кВ Па-вино-Никольск |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 150/1 Зав. № 3156 Зав. № 3512 Зав. № 3153 Рег. № 23256-05 |
НКФ-110 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 44995 Зав. № 45886 Зав. № 45155 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0110068188 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
21 |
ПС 110/35/10 кВ Павино, ОМВ-110 кВ |
ТФНД-110М кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 51014 Зав. № 46604 Зав. № 46598 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 980213 Зав. № 996604 Зав. № 980226 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 62050372 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
22 |
ПС 110/35/10 кВ Буй (р), ЗРУ 10 кВ, Ввод №1 10 кВ |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 45930 Зав. № 46721 Зав. № 40875 Рег. № 7069-02 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 0142 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107081711 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
23 |
ПС 110/35/10 кВ Буй (р), ЗРУ 10 кВ, Ввод №2 10 кВ |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 3900 Зав. № 3744 Зав. № 3738 Рег. № 7069-02 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 680 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107082303 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
24 |
ПС 110/35/27,5/1 0 кВ Нея, Ввод №1 27,5 кВ |
ТБМО-35 УХЛ1 кл.т. 0,5S 500/1 Зав. № 46 Зав. № 45 Зав. № 48 Рег. № 33045-06 |
ЗНОМ-35У1 кл.т. 0,5 Зав. № 0812RT182 Рег.№ 51200-12 ЗНОЛ-35Ш кл.т. 0,5 27500/^3/100/^3 Зав. № 167 Рег.№ 21257-06 ЗНОЛ кл.т. 0,5 27500/^3/100/^3 Зав. № 8614 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107081879 Рег. № 27524-04 |
Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Зав. № 1509 Рег. № 28716-05 |
Активная Реактивная |
|
25 |
ПС 110/35/27,5/1 0 кВ Нея, Ввод №2 27,5 кВ |
ТБМО-35 УХЛ1 кл.т. 0,5S 500/1 Зав. № 47 Зав. № 49 Зав. № 50 Рег. № 33045-06 |
ЗНОЛ кл.т. 0,5 27500/^3/100/^3 Зав. № 6572 Рег. № 46738-11 ЗНОЛ-35Ш кл.т. 0,5 27500/^3/100/^3 Зав. № 168 Зав. № 166 Рег. № 21257-06 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107081848 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
26 |
ПС 35/10 кВ Катунино, ВЛ-35 кВ Ветлуга-Катунино |
ТФЗМ-35Б-1У1 кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 21822 Зав. № 22040 Рег. № 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Зав. № 1287102 Зав. № 1287104 Зав. № 1126809 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0401062441 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
cos ф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
1100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
3, 4, 11 - 16, 19, 21, 26 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,3 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,7 |
±1,9 |
±1,8 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,2 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,4 |
±2,7 | |
|
5 - 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,7 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,7 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
9, 10, 17, 18, 20 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±2,4 |
±2,0 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±2,9 |
±2,5 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
24, 25 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,8 |
±2,0 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,8 |
±3,3 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,7 |
±3,5 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
22, 23 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,1 |
±1,6 |
±1,4 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,7 |
±1,5 | |
|
0,8 |
- |
±3,1 |
±1,9 |
±1,6 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,2 |
±1,8 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
Номер ИИК |
sin ф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения 5, % | |||
|
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 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±2,9 |
±2,5 |
±2,0 |
±2,0 |
|
0,8 |
±2,5 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±2,4 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
3, 4, 11 - 16, 19, 21, 26 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±7,2 |
±4,5 |
±3,2 |
|
0,8 |
- |
±5,3 |
±3,1 |
±2,6 | |
|
0,7 |
- |
±4,4 |
±2,7 |
±2,4 | |
|
0,5 |
- |
±3,6 |
±2,4 |
±2,2 | |
|
5 - 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±10,8 |
±3,7 |
±2,5 |
±2,2 |
|
0,8 |
±8,5 |
±3,2 |
±2,2 |
±2,1 | |
|
0,7 |
±7,5 |
±2,9 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±6,6 |
±2,7 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
9, 10, 17, 18, 20 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±10,9 |
±3,9 |
±2,9 |
±2,5 |
|
0,8 |
±8,5 |
±3,3 |
±2,4 |
±2,2 | |
|
0,7 |
±7,6 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±6,7 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
24, 25 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±12,3 |
±4,9 |
±3,6 |
±3,2 |
|
0,8 |
±10,3 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,6 | |
|
0,7 |
±9,5 |
±3,4 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
0,5 |
±8,8 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
22, 23 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±7,1 |
±4,6 |
±3,9 |
|
0,8 |
- |
±5,4 |
±3,8 |
±3,5 | |
|
0,7 |
- |
±4,7 |
±3,5 |
±3,3 | |
|
0,5 |
- |
±4,0 |
±3,2 |
±3,1 | |
Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Примечания:
1 Погрешность измерений активной энергии и мощности 51(2)%P для cos9=1 нормируется от 11%, погрешность измерений 51(2)%P для cos9<1,0 нормируется от 12%.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение переменного тока питающей сети от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
сила переменного тока от 1ном до 1,2^Ihom;
температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С;
относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 °С.
5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение переменного тока питающей сети 0,9^Uhom до 1,1 •Uhom;
сила переменного тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1, 2, 5 - 10, 17, 18, 20, 24, 25; сила переменного тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 3, 4, 11 - 16, 19, 21, 22, 23, 26;
относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 °С.
температура окружающей среды:
для счетчиков 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, счетчик электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 для ИИК № 1, 2; по ГОСТ 30206-94 для ИИК № 3 - 26, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 для ИИК № 1, 2; по
ГОСТ 26035-83 для ИИК № 3 - 26;
7 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания» как его неотъемлемая часть.
8 Погрешность измерений активной и реактивной энергии рассчитана с учетом влияния метрологически значимой части программного обеспечения.
В связи с отсутствием обработки измерительной информации из XML-файлов 80020, 80040, получаемых от смежных АИИС КУЭ, погрешность измерений активной и реактивной энергии, полученных от смежных АИИС КУЭ, не изменяется.
Функции метрологически не значимой части программного обеспечения:
периодический (один раз в день) или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут) от счетчиков электрической энергии;
автоматическая регистрация событий в журнале событий;
импорт результатов измерений из XML-файлов 80020, 80040, полученных от других внешних АИИС КУЭ;
импорт событий и информации о состоянии средств измерений из XML-отчетов 80030, полученных от других смежных АИИС КУЭ с записью полученных данных в журнале событий, а также ввод информации от пользователя о состоянии объектов измерений и расчетных схем;
хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, объектов измерений и расчетных схем в специализированной базе данных;
автоматическое или по запросу формирование отчетов согласно требованиям получателей отчетов и регламентов ОРЭМ, в том числе в виде XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070, в виде электронных документов с таблицами, графиками и возможностью получения печатной копии;
использование средств электронной цифровой подписи для передачи отчетов в виде XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070 в адрес АО «АТС» и смежным субъектам ОРЭМ;
конфигурирования и параметрирование технических средств программного обеспечения;
предоставления пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа при помощи аутентификации компонентов и пользователей, разграничения прав пользователей и паролей;
мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.
Функции метрологически значимой части программного обеспечения: конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; обработка результатов измерений;
автоматическая синхронизация времени.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счетчик СЭТ-4ТМ.03 (Рег. № 27524-04) - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
счетчик СЭТ-4ТМ.03 (Рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее 140000 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 часа;
для компьютера АРМ Тв < 1 часа;
для модема Тв < 1 часа.
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 по каждой фазе;
фактов перерывов питания счетчика;
фактов коррекции времени и величин времени после коррекции;
обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики.
Наличие фиксации в журнале событий сервера следующих событий:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов трансформации (ТТ и ТН);
фактов коррекции времени и величин времени после коррекции;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК журналы событий и событий из XML-файлов 80030 от смежных АИИС КУЭ.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 |
12 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
15 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТГМ-35 УХЛ1 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТБМО-35 УХЛ1 |
10 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТГФ-110 |
12 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110М |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНГ-УЭТМ-110 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
30 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ 110-83 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ 110-57У1 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35У1 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
24 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 шт. |
|
GSM-модем |
Siemens MC-35 |
12 шт. |
|
GSM-модем |
iRZ MC52iT |
1 шт. |
|
Сервер |
HP ProLiant DL360 G5 |
1 шт. |
|
ИБП |
UPS 1000VA Smart APC |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4650-500-2017 |
1 шт. |
|
Формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.116.ПФ |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4650-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Костромская сбытовая компания». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 14.09.2017 года.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
Лист № 15
Всего листов 16
счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;
Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Рег. № 46656-11).
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в аттестованном документе.
Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Костромская сбытовая компания». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0097/2013-01.00324-2011 от 16.05.2013 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
Смотрите также
