Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Светогорской ГЭС (ГЭС-11) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Светогорской ГЭС (ГЭС-11) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1", 77219-20

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Светогорской ГЭС (ГЭС-11) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее по тексту— АИИС КУЭ) предназначена для автоматического измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	77219-20
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Светогорской ГЭС (ГЭС-11) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1"
Изготовитель	ООО "Энергосервис", г. Санкт-Петербург
Год регистрации	2020
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);

автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);

периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);

хранение результатов измерений;

передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка электроэнергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т. п.);

диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее — ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее — ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.

2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) — технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее — ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее - ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее - сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ).

ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развёрнуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.

На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую память счетчика.

На втором уровне происходит: настройка параметров ИВК; сбор данных из памяти счетчиков в БД; хранение данных в БД;

формирование справочных и отчетных документов;

передача информации смежным субъектам электроэнергетики — участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО);

настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

поддержание точного времени в системе.

ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электроэнергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без неё.

Для поддержания единого времени в АИИС КУЭ используется шкала времени сервера синхронизации времени Метроном-1000 (регистрационный № 56465-14). ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует часы с сервером времени при расхождении более чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счётчиков при сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или (ПО) «Энергосфера».

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Идентификационное наименование	amrserver.exe
ПО «АльфаЦЕНТР»	amrc.exe
	cdbora2.dll
	encryptdll.dll
	ac_metrology.dll

1	2
Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР»	4.20.0.0 и выше 4.20.8.1 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0
Цифровой идентификатор ac metrology.dll	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Идентификационное наименование ПО «Энергосфера»	pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энергосфера»	1.1.1.1
Цифровой идентификатор pso metr.dll	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ

Номер и диспетчерское наименование ИК		ТТ	ТН	Счетчик
1		2	3	4
11.1	Г-1 вывода генератора	ТЛШ-10, 2000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 11077-07	ЗНОЛП-10, 10500/V3/100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 23544-07	A1802RALQ-P4GB-DW-4; !ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.2	Г-2 вывода генератора	ТЛШ-10, 2000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 47957-11	ЗНОЛП-10, 10500/V3/100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 46738-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.3	Г-3 вывода генератора	ТШЛ-10, 2000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 3972-03	ЗНОЛП-10, 10500/V3/100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 23544-07	A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06

1		2	3	4
11.4	Г-4 вывода генератора	ТЛШ-10, 2000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 47957-11	ЗНОЛП-10, 10500/V3/100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 46738-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4; !ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.5	ГЭС-11, КРУЭ-110 кВ, яч. 8 ВЛ-110 кВ ЛВб-1	ELK-CT0, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2015; Рег. № 49474-12	STE 3/123, 110000/V3 / 100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. №33110-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.6	ГЭС-11, КРУЭ-110 кВ, яч. 6 ВЛ-110 кВ ЛВк-3	EXK-CT0, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 33112-06	STE 3/123, 110000/V3 / 100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. №33110-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.7	ГЭС-11, КРУЭ-110 кВ, яч. 7 ВЛ-110 кВ ЛС-10	EXK-CT0, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 33112-06	STE 3/123, 110000/V3 / 100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. №33110-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06

1		2	3	4
11.8	ГЭС-11, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ЛС-13	VAU-123, 750/1; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 40088-08	VAU-123, 110000/V3 / 100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. №40088-08	A1802RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 1 (10) А; Шом =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.10	ГЭС-11, ЗРУ-10 кВ, яч. 12, КЛ-10 кВ ФБК-1	ТЛП-10-3, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-08	UGE 3-35, 10000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.11	ГЭС-11, ЗРУ-10 кВ, яч. 13, КЛ-10 кВ ФБК-2	ТЛП-10-3, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-08	UGE 3-35, 10000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.12	ГЭС-11, ЗРУ-10 кВ, яч. 14, КЛ-10 кВ ФБК-3	ТЛП-10-3, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-08	UGE 3-35, 10000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06

1		2	3	4
11.13	ГЭС-11, ЗРУ-10 кВ, яч. 15, КЛ-10 кВ ФБК-4	ТЛП-10-3, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-08	UGE 3-35, 10000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.14	ГЭС-11, ЗРУ-10 кВ, яч. 3, КЛ-10 кВ ТМН-1	ТОЛ-10-1М, 300/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 36307-07	UGE 3-35, 10000/V3/100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.15	ГЭС-11, РУ-0,5 кВ, яч. 14, КЛ-0,5 кВ Ф-2	Т-0,66, 200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 26198-03	UGE 1.2, 660/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 62367-15	A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
11.22	ГЭС-11, РУ-380 В, сб. 41С, ф. «Магазин»	Т-0,66, 200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 52667-13	-	A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х220/380 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06
Примечание: - допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа и эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера ИК	Вид электрической энергии	Границы допускаемой основной относительной погрешности, %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, %
11.1-11.4,11.8	Активная	±0,9	±1,1
11.1-11.4,11.8	Реактивная	±1,4	±2,0
11.5-11.7	Активная	±1,3	±1,8
11.5-11.7	Реактивная	±1,9	±3,6
11.10-11.13, 11.15	Активная	±1,9	±2,3
11.10-11.13, 11.15	Реактивная	±2,9	±4,2
11.14	Активная	±1,8	±2,2
11.14	Реактивная	±2,7	±4,1
11.22	Активная	±1,7	±2,1
11.22	Реактивная	±2,7	±4,1
Примечания: 1 .Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии за период 0,5 ч. 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном, cosj = 0,8инд.

Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	15
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosф температура окружающей среды, °С	от 98 до 102 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от 95 до 105 от 2 до 120 от 0,5инд. до 0,8емк. от 49,6 до 50,4 от -30 до +30 от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	120000 80000 24

Продолжение таблицы 4
1		2
Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее	45
- при отключении питания, лет, не менее	10
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5
Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени, с	±5

Надежность применяемых в системе компонентов:

в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

ИВК - коэффициент готовности не менее Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

Кг Аиис = 0,99 - коэффициент готовности;

Т0 ИК(АИИС) = 1141 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

стойкость к электромагнитным воздействиям; ремонтопригодность;

программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001; функция контроля процесса работы и средства диагностики системы; резервирование электропитания оборудования системы; резервирование каналов связи.

Регистрация событий: журнал событий счетчика:

факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

журнал событий ИВК:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов ТТ и ТН;

факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

пропадание питания;

замена счетчика;

полученные с уровня ИИК «Журналы событий» ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчиков;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательных коробок.

Защита информации на программном уровне:

результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

пароля на доступ к счетчику; ролей пользователей в ИВК.

Возможность коррекции времени в:

электросчетчиках (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформатор тока	Т-0,66	6 шт.
Трансформатор тока	ТЛП-10-3	12 шт.
Трансформатор тока	ТЛШ-10	9 шт.
Трансформатор тока	ТШЛ-10	3 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-10-1М	3 шт.
Трансформатор тока	ELK-CT0	3 шт.
Трансформатор тока	EXK-CT0	6 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-10	12 шт.
Трансформатор напряжения	STE 3/123	3 шт.
Трансформатор напряжения	UGE 1.2	3 шт.
Трансформатор напряжения	UGE 3-35	15 шт.
Трансформатор комбинированный	VAU-123	3 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	A1802RALQ-P4GB-DW-4	4 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	A1802RAL-P4GB-DW-4	1шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	A1805RALQ-P4GB-DW-4	10 шт.
Программное обеспечение	ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера»	1 шт.
Инструкция по формированию и ведению базы данных	ЭС-52-08/2017-Г11.И4	1 экз.
Инструкция по эксплуатации	ЭС-52-08/2017-Г11.ИЭ	1 экз.
Руководство пользователя	ЭС-52-08/2017-Г11.ИЗ	1 экз.
Технологическая инструкция	ЭС-52-08/2017-Г11.И2	1 экз.
Паспорт	ЭС-52-08/2017-Г11.ПС	1 экз.
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217-2003. Трансформаторы тока. Методика поверки;

- трансформаторов напряжения (ТН) в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

- по МИ 3196-2018 «Методика измерений нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

- по МИ 3195-2018 «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

- по МИ 3598-2018 «Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

- счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- модуль коррекции времени МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);

- прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);

- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

- миллитесламетр универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-12);

- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);

- прибор для измерения действующих значений силы тока и напряжения вольтамперфа-зометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-05).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе ЭС-62-06/2019-10.МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Светогорской ГЭС (ГЭС-11) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». Свидетельство об аттестации №1-RA.RU.311468-2019 от 13.02.2019 г, выданное ООО «ОКУ». Аттестат аккредитации RA.RU.311468 от 21.01.2016 г.