| Номер в госреестре | 70522-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Южная |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Южная (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ Южная ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически с помощью приемника точного времени, принимающего сигналы точного времени от навигационной спутниковой системы GPS, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и приемника точного времени на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав первого и второго уровней ИК | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.28, ВЛ 110кВ Южная -Льгов с отпайками | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 зав. № 96-А; 96В; 96-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019628; 1019141; 1019626 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B -4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099552 рег. № 16666-97 | RTU-325 зав. № 001170 рег.№ 37288-08 |
| 2 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.27, ВЛ 110кВ Курская АЭС - Южная | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 750/5 зав. № 85-А; 85В; 85-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019820; 1019644; 1019568 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099559 рег. № 16666-97 | |
| 3 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.24, ВЛ 110кВ Южная -Рыбинские Буды с отпайками | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 зав. № 279-А; 279-В; 279-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019628; 1019141; 1019626 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099449 рег. № 16666-97 | |
| 4 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.22, ВЛ 110кВ Южная -Долгие Буды с отпайкой на ПС 110кВ Любостань | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 зав. № 218-А; 218-В; 218-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019820; 1019644; 1019568 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099456 рег. № 16666-97 | |
| 5 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, ОСШ-110 кВ, яч.19, ОМВ 110 кВ | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 зав. № 88-А; 88В; 88-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019820; 1019644; 1019568 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099598 рег. № 16666-97 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.18, ВЛ 110кВ Курская ТЭЦ-1 - Южная II цепь с отпайкой на ПС 110кВ ПТФ | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 750/5 зав. № 483-А; 483-В; 483-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019628; 1019141; 1019626 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099322 рег. № 16666-97 | RTU-325 зав. № 001170 рег.№ 37288-08 |
| 7 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.17, ВЛ 110кВ Курская ТЭЦ-1 - Южная I цепь | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 750/5 зав. № 497-А; 497-В; 497-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019820; 1019644; 1019568 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099348 рег. № 16666-97 | |
| 8 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.14, ВЛ 110кВ Южная -Волокно II цепь | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 зав. № 97-А; 97В; 97-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019628; 1019141; 1019626 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099435 рег. № 16666-97 | |
| 9 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.13, ВЛ 110кВ Южная -Волокно I цепь | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 зав. № 87-А; 87В; 87-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019820; 1019644; 1019568 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01176351 рег. № 16666-97 | |
| 10 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.8, ВЛ 110кВ Южная -Атомград II цепь с отпайкой на ПС 110кВ Октябрьская | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 зав. № 237-А; 237-В; 237-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019628; 1019141; 1019626 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099576 рег. № 16666-97 | |
| 11 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.6, ВЛ 110кВ Южная -Атомград I цепь с отпайкой на ПС 110кВ Октябрьская | ТВУ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 зав. № 235-А; 235-В; 235-С рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) зав. № 1019820; 1019644; 1019568 рег. № 14205-94 | EA02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01174454 рег. № 16666-97 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | ПС 330/110/10кВ Южная, КТП-10, Ввод 0,4 кВ РТСН | ТНШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 зав. № 3915; 3996; 3902 рег. № 1673-07 | - | EA05RAL-P1B-4 кл.т 0,5S/1,0 зав. № 01134664 рег. № 16666-97 | RTU-325 зав. № 001170 рег.№ 37288-08 |
| 13 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ 330 кВ, СШ-330 кВ, ВЛ 330 кВ Курская АЭС - Южная I цепь | ТРН-330-01У1 кл.т 0,2 Ктт = 1500/1 зав. № 1027; 896; 1021 рег. № 5312-76 СА-362 кл.т 0,2S Ктт = 1500/1 зав. № 11006218/19; 11006218/26; 11006218/20 рег. № 23747-02 | НКФ-330-У1 кл.т 0,5 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) зав. № 1022805; 1022833; 1015798 рег. № 2939-72 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099431 рег. № 16666-97 | |
| 14 | ПС 330/110/10кВ Южная, ОРУ 330 кВ, СШ-330 кВ, ВЛ 330 кВ Курская АЭС - Южная II цепь | ТРН-330-01У1 кл.т 0,2 Ктт = 1500/1 зав. № 1010; 1357;1004 рег. № 5312-76 СА-362 кл.т 0,2S Ктт = 1500/1 зав. № 11006218/10; 11006218/8; 11006218/21 рег. № 23747-02 | НДКМ-330 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) зав. № 03; 02; 01 рег. № 46570-11 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 зав. № 01099491 рег. № 16666-97 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||
| 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I5 %£I изм< 20 % | % % 0 0 нн < S 1 VI % 0 2 I | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 - 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 12 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | ±2,1 | ±1,5 | ±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 | |
| 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,2 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | |
| 14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,4 | ±0,9 | ±0,8 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,0 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,1 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||
| 55 %, | 520 %■, | 5100 %■, | ||
| I '-Л % 1Л нн и з 2 Л нн 2 о % ©х | % % 0 0 НН < S 1 VI % 0 2 I | 1I 0 0 £ 1Л 1 я з 2 1Л 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1 - 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,5 | ±2,5 | ±1,9 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±2,7 | ±1,6 | ±1,4 | |
| 12 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | ±7,0 | ±3,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±5,1 | ±2,8 | ±2,2 | |
| 0,7 | ±4,2 | ±2,5 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±3,4 | ±2,1 | ±1,9 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,9 | ±3,1 | ±2,1 | ±1,8 | |
| 0,8 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,4 | ||
| 0,7 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,3 | ||
| 0,5 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 | ||
| 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,8 | ±1,6 | ±1,3 | |
| 0,8 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,1 | ||
| 0,7 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,1 | ||
| 0,5 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,0 | ||
| Погрешность системного времени АИИС КУЭ, с | ±5 | ||||
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем указанные в настоящем описании типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
3 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от U^ - ток, % от ^ом - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающего воздуха, °C: - для счетчиков активной энергии: - для счетчиков реактивной энергии: | от 99 до 101 от 5 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от U^ - ток, % от ^ом - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 5 до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +10 до +30 от +10 до +30 0,5 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии ЕвроАльфа: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД RTU-325: - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 100000 |
| Г лубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 45 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сутки, не менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 3 |
| ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТВУ-110-50 | 33 |
| Трансформатор тока | ТНШЛ-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТРН-330-01У1 | 6 |
| Трансформатор тока | СА-362 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-330-У1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НДКМ-330 УХЛ1 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ЕвроАльфа | 14 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-5054-500-2017 | 1 |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711.ФСК.059.06.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-5054-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Южная. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 06.12.2017 г. Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Южная». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений RA.RU.311298/073-2017 от 06.12.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Южная
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
