| Номер в госреестре | 62533-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ленинградской области |
| Изготовитель | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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.
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 "Альфа!ЦЕНТР", 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.
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.
| № 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 Госреестр № 28139-04 | - | KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223463 Госреестр № 37883-08 |
| 2 | Мга ТП-2, Ввод 0,4кВ | ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № Т46301; Т46302; Т46308 Госреестр № 28139-04 | - | KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223572 Госреестр № 37883-08 |
| 3 | Мга ТП-5, Ввод 0,4кВ | ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № R48153; R50169; R50184 Госреестр № 28139-04 | - | KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200200006 Госреестр № 37883-08 |
| 4 | Мга ТП-3, Ввод 0,4кВ | ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № R13764; R13765; R13938 Госреестр № 28139-04 | - | KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200199939 Госреестр № 37883-08 |
| 5 | Мга ТП-4, Ввод 0,4кВ | ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № R54041; R29998; R54059 Госреестр № 28139-04 | - | KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200200121 Госреестр № 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 Госреестр № 28139-04 | - | KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223867 Госреестр № 37883-08 |
| 7 | Мга КТП-15, Ввод 0,4кВ | ТТИ-А 0,66 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № Х27221; Х27246; Х27242 Госреестр № 28139-04 | - | KNUM-2023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200223650 Госреестр № 37883-08 |
| 8 | Мга КТП-7, Ввод 0,4кВ | - | - | Echelon EM 1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200026927 Госреестр № 35404-07 |
| 9 | Мга КТП-8, Ввод 0,4кВ | - | - | KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194068 Госреестр № 37882-08 |
| 10 | Мга КТП-9, Ввод 0,4кВ | - | - | KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194086 Госреестр № 37882-08 |
| 11 | Мга КТП-10, Ввод 0,4кВ | - | - | KNUM-1023 кл.т 1,0/2,0 Зав. № 7200194081 Госреестр № 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 Госреестр № 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 Госреестр № 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 Госреестр № 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 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06-10 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 1002457; 0009950; 1002456 Г осреестр № 3344-08 | А1805RAL-P4GB-DW4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01222371 Г осреестр № 31857-11 |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| 5 ют/с» | 55 %, | 520 %■, | 5100 %, | ||
| I1(2)% £ I изм<1 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | I20 %£Iизм<Il00% | I100 Го^изм^ШГо | ||
| 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 | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% £ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм< 20 % | I20 %£Iизм<I100% | I100 Го^изм^ШГо | ||
| 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-ином до 1,02-ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=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 0,9ин1 до 1,1ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) - 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 0,9ин2 до 1,1ин2;
- сила тока от 0,011ном до 1,21ном; коэффициент мощности cosj (sinj) 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.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
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 | А1805RAL-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 |
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.
«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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ленинградской области
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.
