62533-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ленинградской области - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ленинградской области

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 62533-15
Производитель / заявитель: ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
Скачать
62533-15: Описание типа СИ Скачать 111.6 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ленинградской области поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 62533-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ленинградской области
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 001
Производитель / Заявитель

ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

62533-15: Описание типа СИ Скачать 111.6 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора, хранения и передачи данных АИИС КУЭ (далее по тексту - ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора данных - основного и резервного, сервера управления), ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», включающий в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о

состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;

- 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 заинтересованные организации; 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).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на выходы GPRS-коммуникатора, и через сеть GSM и Internet передается на сервер, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её дальнейшая обработка, в частности, формирование, хранение и передача поступающей информации во все заинтересованные субъекты рынка ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция часов сервера. Сличение времени счетчиков с временим сервера один раз в сутки, корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении с временем сервера сбора ±2 с.

Программное обеспечение

Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающее в себя модуль "Энергия-Альфа 2". С помощью ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации Уровень регионального Центра энергоучета содержит ПО "АльфаЦЕНТР", включающее в себя модули "АльфаЦЕНТР АРМ", "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE", " АльфаЦЕНТР Коммуникатор". С помощью ПО "АльфаЦЕНТР" решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.

Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР АРМ"

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

"АльфаЦЕНТР"

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4

Цифровой идентификатор ПО

a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d

Другие идентификационные данные, если имеются

"АльфаЦЕНТР АРМ"

Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE"

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

"АльфаЦЕНТР"

Номер версии (идентификационный номер) ПО

9

Цифровой идентификатор ПО

bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48

Другие идентификационные данные, если имеются

"АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE"

Таблица 1.3 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР Коммуникатор"

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

"АльфаЦЕНТР"

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6

Другие идентификационные данные, если имеются

"АльфаЦЕНТР Коммуникатор"

Таблица 1.4 - Идентификационные данные ПО ПК "Энергия-Альфа 2"

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

"ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА"

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.0.0.2

Цифровой идентификатор ПО

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Другие идентификационные данные, если имеются

ПК "Энергия-Альфа 2"

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го уровня системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД -филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование объекта

Состав 1-го уровня АИИС КУЭ

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

1

2

3

4

5

1

Мга КТП-1, Ввод 0,4кВ

ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № R54194; R54198; R54202 Г осреестр № 28139-04

-

KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223463 Г осреестр № 37883-08

2

Мга ТП-2, Ввод 0,4кВ

ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № Т46301; Т46302; Т46308 Г осреестр № 28139-04

-

KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223572 Г осреестр № 37883-08

3

Мга ТП-5, Ввод 0,4кВ

ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № R48153; R50169; R50184 Г осреестр № 28139-04

-

KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200200006 Г осреестр № 37883-08

4

Мга ТП-3, Ввод 0,4кВ

ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № R13764; R13765; R13938 Г осреестр № 28139-04

-

KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200199939 Г осреестр № 37883-08

5

Мга ТП-4, Ввод 0,4кВ

ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № R54041; R29998; R54059 Г осреестр № 28139-04

-

KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200200121 Г осреестр № 37883-08

1

2

3

4

5

6

Мга КТП-14, Ввод 0,4кВ

ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № R54189; R54191; R54195 Г осреестр № 28139-04

-

KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223867 Г осреестр № 37883-08

7

Мга КТП-15, Ввод 0,4кВ

ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № Х27221; Х27246; Х27242 Г осреестр № 28139-04

-

KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223650 Г осреестр № 37883-08

8

Мга КТП-7, Ввод 0,4кВ

-

-

Echelon EM 1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200026927 Г осреестр № 35404-07

9

Мга КТП-8, Ввод 0,4кВ

-

-

KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194068 Г осреестр № 37882-08

10

Мга КТП-9, Ввод 0,4кВ

-

-

KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194086 Г осреестр № 37882-08

11

Мга КТП-10, Ввод 0,4кВ

-

-

KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194081 Г осреестр № 37882-08

1

2

3

4

5

12

Мга КТП-12, Ввод 0,4кВ

ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № R48144; R48145; R50167 Г осреестр № 28139-04

-

KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200200124 Г осреестр № 37883-08

13

Мга КТП-13, Ввод 0,4кВ

-

-

KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194110 Г осреестр № 37882-08

14

Лужайка ТП-5, Ввод 0,4кВ

Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 243310; 243311; 243309 Г осреестр № 22656-07

-

KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200225090 Г осреестр № 37883-08

15

Красный Сокол пер 53 км, Ввод 0,4кВ

Т-0,66 МУ3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 160111; 160514; 160110

Г осреестр № 50733-12

-

KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 014305 Г осреестр № 37883-08

16

ТП-227 ст. Бородинское ф. ж.д. нагрузки ст. Бородинское

-

-

KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 144717 Г осреестр № 37882-08

17

Каменногорск, ф.02 ВЛ-10 кВ

ТЛО-10

кл.т 0,5S

Ктт = 50/5 Зав. № 4816; 4817 Г осреестр № 25433-11

ЗНОЛ.06-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 1002457; 0009950; 1002456 Г осреестр № 3344-08

A1805RAL-P4GB-DW4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01222371 Г осреестр № 31857-11

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм<1 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1 - 7, 12, 15 (Сч. 1,0S; ТТ 0,5)

1,0

-

±3,5

±3,0

±2,9

0,9

-

±3,8

±3,1

±3,0

0,8

-

±4,2

±3,2

±3,1

0,7

-

±4,7

±3,4

±3,2

0,5

-

±6,3

±4,1

±3,6

8 - 11, 13, 16 (Сч. 1,0S)

1,0

-

±3,1

±2,9

±2,9

0,9

-

±3,2

±2,9

±2,9

0,8

-

±3,3

±2,9

±2,9

0,7

-

±3,3

±3,0

±3,0

0,5

-

±3,5

±3,1

±3,1

14 (Сч. 1,0S; ТТ 0,5S)

1,0

±3,8

±3,2

±2,9

±2,9

0,9

±4,0

±3,4

±3,0

±3,0

0,8

±4,4

±3,5

±3,1

±3,1

0,7

±4,9

±3,7

±3,2

±3,2

0,5

±6,4

±4,3

±3,6

±3,6

17 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,8

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,3

±2,2

±1,9

±1,9

0,7

±3,9

±2,5

±2,1

±2,1

0,5

±5,7

±3,4

±2,7

±2,7

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм< I 5 %

I5 '%— 1 изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1 - 7, 12, 15 (Сч. 2,0; ТТ 0,5)

0,9

-

±8,6

±6,8

±6,2

0,8

-

±7,2

±6,0

±5,8

0,7

-

±6,6

±5,8

±5,6

0,5

-

±6,1

±5,5

±5,4

8 - 11, 13, 16 (Сч. 2,0)

0,9

-

±6,0

±6,0

±5,8

0,8

-

±5,9

±5,6

±5,6

0,7

-

±5,8

±5,5

±5,5

0,5

-

±5,6

±5,4

±5,4

14 (Сч. 2,0; ТТ 0,5S)

0,9

±8,6

±6,8

±6,4

±6,2

0,8

±7,2

±6,2

±5,8

±5,8

0,7

±6,6

±6,0

±5,6

±5,6

0,5

±6,1

±5,7

±5,4

±5,4

17 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,9

±7,3

±5,0

±4,4

±4,2

0,8

±5,6

±4,3

±3,8

±3,8

0,7

±4,9

±4,0

±3,6

±3,6

0,5

±4,2

±3,7

±3,4

±3,4

Примечания:

1 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3 Нормальные условия эксплуатации:

- Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98/Лном до 1,02-ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50°С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30°С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 Ih1 до 1,2 Ih1; коэффициент мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.

Для электросчетчиков:

- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 65 °C;

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9^Uh2 до 1,1-Uh2;

- сила тока от 0,014ном до 1,2-1ном; коэффициент мощности cos9 (sm9) от 0,5 до 1,0 (от 0,4 до 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на подстанции ОАО "РЖД" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчики электроэнергии KNUM-1023 - среднее время наработки на отказ не менее 145000 часов;

- счетчики электроэнергии KNUM-2023 - среднее время наработки на отказ не менее 145000 часов;

- счетчики электроэнергии Echelon EM 1023 - среднее время наработки на отказ не менее 145000 часов;

- счетчик электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчиков 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 возможность пломбирования;

- на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий

- фактов параметрирования счетчиков;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- серверах, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электроэнергии - до 30 лет при отсутствии питания;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение (Тип)

Кол-во, шт.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТТИ-А 0,66

24

Трансформаторы тока

Т-0,66

3

Трансформаторы тока

Т-0,66 МУ3

3

Трансформаторы тока

ТЛО-10

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-10

3

Счетчики электрической энергии многофазные

KNUM-2023

10

Счетчики электрической энергии одно- и многофазные

EM-1023

1

Счетчики электрической энергии многофазные

KNUM-1023

5

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

A1805RAL-P4GB-DW4

1

Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

1

Методика поверки

РТ-МП-2606-500-2015

1

Паспорт-формуляр

71653579.411711.001.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2606-500-2015 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области. Методика поверки", утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 16.10.2015 г.

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 счетчиков электроэнергии KNUM-1023 - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофазные KNUM-1023. Методика поверки МП 495/446-2008», утвержденным ФГУ «Ростест-Москва» в апреле 2008 г.;

- для счетчиков электроэнергии KNUM-2023 - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофазные KNUM-2023. Методика поверки МП 496/446-2008», утвержденным ФГУ «Ростест-Москва» в апреле 2008 г.;

- для счетчика электроэнергии Echelon EM 1023 - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии одно- и многофазные Echelon EM 1021, Echelon EM 1023, Echelon EM 2023. Методика поверки», утвержденным ФГУ «Ростест-Москва» в июне 2007 г.;

- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (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 (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1529/500-01.00229-2015 от 13.10.2015 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.

Смотрите также

62532-15
CNi8C53-DC Контроллер цифровой
Фирма "OMEGA Engineering, Inc.", США
Контроллер цифровой CNi8C53-DC (далее - контроллер) предназначен для непрерывного измерения и преобразования сигналов силы постоянного тока и сигналов термопреобразователей сопротивления, а также для индикации результатов измерений при контроле техно...
62531-15
ONO SOKKI HT-5500 Тахометр цифровой
Фирма "Ono Sokki Co., Ltd.", Япония
Тахометр цифровой ONO SOKKI HT-5500 (далее - тахометр) предназначен для измерений частоты вращения.
Каналы измерительные № 2 четырехканальные телеуправляемых диагностических комплексов ТДК-400-М-Л (далее ТДК-400-М-Л) (далее каналы измерительные № 2) предназначены для измерений толщины стенок трубопровода, выявления и идентификации потерь металла на...
62529-15
PSB7, PSU7, PSW7 Источники питания постоянного тока
Фирма "Good Will Instrument Co., Ltd.", Тайвань
Источники питания постоянного тока серий PSB7, PSU7, PSW7 предназначены для воспроизведения напряжения и силы постоянного тока.
62528-15
SVS 550 Трансформаторы напряжения
Фирма "Trench Germany GmbH", Германия
Трансформаторы напряжения SVS 550 (далее по тексту - трансформаторы) предназначены для передачи сигнала измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических установках переменного ток...