55843-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Старорусская" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Старорусская"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55843-13
Производитель / заявитель: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Скачать
55843-13: Описание типа СИ Скачать 123.1 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Старорусская" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55843-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Старорусская"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1496 п. 06 от 19.12.2013
Производитель / Заявитель

ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 1749/500-2013
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 19.05.2024

Поверители

Скачать

55843-13: Описание типа СИ Скачать 123.1 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ «Старорусская» ОАО «ФСК ЕЭС».

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый 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 (далее по тексту - Сч или Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-325 (Рег. № 37288-08), коммутационное оборудование;

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - 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 филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада) не менее 3,5 лет;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ).

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) на базе персональго компьтера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуры; средства связи и передачи данных.

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 микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) со встроенным GPS-приемником, обеспечивающем синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера 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 ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ±0,5 с,  а с учетом температурной

составляющей - ±1,5 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Журнал событий счетчика электроэнергии отражает время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.

ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификационное наименование файла ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

«АльфаЦЕНТР»

v. 11.07.01.01

e357189aea0466e98b 0221dee68d1e12

amrserver.exe

MD5

745dc940a67cfeb3a1 b6f5e4b17ab436

amrc.exe

ed44f810b77a6782ab daa6789b8c90b9

amra.exe

0ad7e99fa26724e651 02e215750c655a

cdbora2.dll

0939ce05295fbcbbba 400eeae8d0572c

encryptdll.dll

b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd

alphamess.dll

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

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

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ

№ ИИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

ИВКЭ (УСПД)

1

2

3

4

5

6

1

ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская - Русса, Л. Старорусская

ТФЗМ 110Б-1У У1

Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8683; 8590;

8684 Рег. № 26422-04

НКФ110-83У1 Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61491; 61459; 61474 Рег. № 1188-84

EA02RAL-P3G-4

Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01047609 Рег. № 16666-97

RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08

2

ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская -Шимск с отпайками на ПС Вороново, Солобко, Коростынь, Л.Шимская-1

ТФЗМ 110Б-1У

Кт = 0,2 Ктт = 1000/1

Зав.№ 8682

Зав.№ 8612

Зав.№ 11322 Рег.

№ 26422-04

НКФ110-83У1 Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61483; 61486; 61480 Рег. № 1188-84

EA02RAL-P3G-4

Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01047612 Рег. № 16666-97

RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08

3

ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская -Медниково, Л.Медниковская

ТФЗМ 110Б-1У У1

Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8659; 8632;

8644 Рег. № 26422-04

НКФ110-83У1

Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61483; 61486; 61480 Рег. № 1188-84

EA02RAL-P3G-4

Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01050160 Рег. № 16666-97

RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08

4

ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Пола -Старорусская с отпайкой на ПС Парфино, Л.Парфинская-1

ТФЗМ 110Б-1У У1

Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав . № 8608; 8653;

8669 Рег. № 26422-04

НКФ110-83У1 Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61491; 61459; 61474 Рег. № 1188-84

ЕАО2ВАВ-Р4В-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01100390 Рег. № 16666-97

RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

5

ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская -Залучье, Л.Залучская-1

ТФЗМ 110Б-1У У1

Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8692; 8680;

8676 Рег. № 26422-04

НКФ110-83У1

Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61491; 61459; 61474 Рег. № 1188-84

ЕАО2КАВ-Р4В-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01100392 Рег. № 1666697

RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08

6

ПС 330 кВ «Старорусская», ОРУ 110 кВ

ОВ-110 кВ

ТФЗМ 110Б-1У У1

Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав . № 8679;8633;

8642 Рег. № 26422-04

НКФ110-83У1 Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61483; 61486; 61480 Рег. № 1188-84

EA02RAL-P3G-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01050158 Рег. № 1666697

RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08

7

ПС 330 кВ «Старорусская», ЗРУ 10 кВ ТСН-4 0,4 кВ

ТШ-0,66

Кт = 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 29803; 73882; 45279 Рег. № 22657-02

-

EA02RAL-Р4В-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01126580 Рег. № 1666697

RTU-325 Зав. № 000650

Рег. № 3728808

8

ПС 330 кВ «Старорусская», ЗРУ 10 кВ ТСН-1 0,4 кВ

Т-0,66

Кт = 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 46610; 86451; 86450 Рег. № 22656-02

-

EA02RAL-P4B-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01126672 Рег. № 1666697

RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 3728808

Примечания:

1. Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская» как его неотъемлемая часть.

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

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ

81(2)%,

85 %,

820 %,

8100 %,

I1(2)—I изм<15%

I5%—1изм<120%

I20%—1изм<1100%

I100%—1изм—I120%

1 - 3, 6 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5)

1,0

-

±1,1

±0,8

±0,7

0,9

-

±1,2

±0,9

±0,8

0,8

-

±1,4

±1,0

±0,9

0,7

-

±1,6

±1,1

±1,0

0,5

-

±2,3

±1,6

±1,4

4 - 5 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2; ТН 0,5)

1,0

-

±1,2

±0,9

±0,9

0,9

-

±1,3

±1,0

±0,9

0,8

-

±1,5

±1,1

±1,0

0,7

-

±1,8

±1,3

±1,2

0,5

-

±2,5

±1,7

±1,5

7 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5)

1,0

-

±1,7

±1,0

±0,8

0,9

-

±2,3

±1,2

±0,9

0,8

-

±2,8

±1,5

±1,1

0,7

-

±3,5

±1,8

±1,3

0,5

-

±5,4

±2,7

±1,9

8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5)

1,0

-

±1,7

±0,9

±0,6

0,9

-

±2,2

±1,1

±0,8

0,8

-

±2,7

±1,4

±0,9

0,7

-

±3,4

±1,7

±1,2

0,5

-

±5,3

±2,6

±1,8

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ

81(2)%-

85 %,

820 %,

8100 %,

I1(2)—I изм<15%

I5%—1изм<120%

I20%—1изм<1100%

I100%—1изм—I120%

1 - 3, 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5)

0,9

-

±2,8

±1,9

±1,7

0,8

-

±2,0

±1,4

±1,3

0,7

-

±1,7

±1,2

±1,1

0,5

-

±1,4

±1,0

±0,9

4 - 5 (Сч. 1,0; ТТ 0,2; ТН 0,5)

0,9

-

±3,3

±2,2

±2,0

0,8

-

±2,5

±1,7

±1,6

0,7

-

±2,2

±1,6

±1,5

0,5

-

±1,9

±1,4

±1,3

7 (Сч. 1,0; ТТ 0,5)

0,9

-

±6,5

±3,3

±2,3

0,8

-

±4,5

±2,4

±1,8

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,5

0,5

-

±2,8

±1,6

±1,3

8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5)

0,9

-

±6,2

±3,1

±2,1

0,8

-

±4,3

±2,2

±1,5

0,7

-

±3,4

±1,7

±1,2

0,5

-

±2,5

±1,3

±1,0

Продолжение таблицы 3

Номер ИИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I1(2)<I изм<15%

I5%<Iu3m<I20%

I20%<Iu3m<I100%

I100%<Iu3m<I120%

1 - 3, 6 (Сч. 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

4 - 5 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2; ТН 0,5)

1,0

-

±1,7

±1,5

±1,5

0,9

-

±1,8

±1,6

±1,5

0,8

-

±2,0

±1,6

±1,6

0,7

-

±2,2

±1,8

±1,7

0,5

-

±2,9

±2,1

±2,0

7 (Сч. 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

-

±5,6

±3,0

±2,3

8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5)

1,0

-

±1,8

±1,0

±0,8

0,9

-

±2,2

±1,2

±1,0

0,8

-

±2,8

±1,5

±1,1

0,7

-

±3,4

±1,8

±1,3

0,5

-

±5,3

±2,7

±1,9

Номер ИИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I1(2)<I изм<15%

I5%<Iu3m<I20%

I20%<Iu3m<I100%

I100%<Iu3m<I120%

1 - 3, 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5)

0,9

-

±3,1

±2,1

±1,9

0,8

-

±2,3

±1,6

±1,5

0,7

-

±2,0

±1,4

±1,3

0,5

-

±1,8

±1,3

±1,2

4 - 5 (Сч. 1,0; ТТ 0,2; ТН 0,5)

0,9

-

±4,3

±2,8

±2,5

0,8

-

±3,5

±2,4

±2,2

0,7

-

±3,1

±2,2

±2,1

0,5

-

±2,8

±2,1

±2,0

7 (Сч. 1,0; ТТ 0,5)

0,9

-

±7,0

±3,7

±2,8

0,8

-

±5,1

±2,9

±2,3

0,7

-

±4,3

±2,5

±2,2

0,5

-

±3,5

±2,2

±2,0

8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5)

0,9

-

±6,4

±3,2

±2,3

0,8

-

±4,4

±2,3

±1,7

0,7

-

±3,5

±1,9

±1,4

0,5

-

±2,7

±1,5

±1,2

Примечания:

1. Погрешность измерений 51(2)%P и 5i(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%,  а

погрешность измерений 51(2)%Р и 5i(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%;

2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

8

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

(50±0,15)

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 1(5) до 120

- частота, Гц

(50±0,4)

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -30 до +35

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С

от +10 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

50000

- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД:

48

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее ИВК:

5

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

3

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 времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчиках;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование СИ

Тип

Кол-во, шт.

Трансформатор тока

ТФЗМ 110Б

17

Трансформатор тока

ТФНД-110М

1

Трансформатор тока

ТШ-0,66

3

Трансформатор тока

Т-0,66

3

Трансформатор напряжения

НКФ-110-83

6

Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA02RAL-P3G-4

4

Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA02RAL-P4B-4

4

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325

1

Методика поверки

1749/500-2013

1

Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.020.09.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1749/500-2013   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.09.2013 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU -325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

- для счетчиков ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.

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.

Сведения о методах измерений

приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская». Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/078-2013 от 17.09.2013 г.

Нормативные документы

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

Смотрите также