Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волжская ТГК" - ЦОК
Номер в ГРСИ РФ: | 58058-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Техносоюз", г.Москва |
58058-14: Описание типа СИ | Скачать | 108 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» - ЦОК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 58058-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волжская ТГК" - ЦОК |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1238 п. 32 от 05.08.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "Техносоюз", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 58058-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
58058-14: Описание типа СИ | Скачать | 108 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» - ЦОК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-3 (Зав. № 0075), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (далее - ИК) №7, 9 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-коммуникаторы, далее по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS поступает непосредственно на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в шкаф связи, откуда сигнал посредством ЛВС ОАО «Волжская ТКГ» поступает на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии
Лист № 2
Всего листов 10 и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на базе УСВ-3, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS -приемника, входящего в состав УСВ-3. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) не более ± 100 мкс. Часы сервера синхронизированы с часами УСВ-3, синхронизация осуществляется один раз в час вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ». ПО «Пирамида 2000» выполняет функцию сбора данных в системе. Функции обработки, хранения и передачи данных в энергосбытовую компанию выполняет ПО «Энфорс АСКУЭ». ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000». Программы, входящие в состав ПО «Пирамида 2000» и «Эн-форс АСКУЭ», указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного модуля |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Пирамида 2000» | ||||
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Наименование программного модуля |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b73726132 8cd77805bd1ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf4055b b2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23e cd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e288 4f5b356a1d1e75 |
MD5 |
ПО «Энфорс АСКУЭ» | ||||
Модуль расчета вычисляемых показателей |
CalcFormula.exe |
2.2.1.20 |
ced70f330d11fd08bd fe91f4f729386e |
MD5 |
Модуль формирования макетов XML 80020 |
M80020.exe |
2.3.0.12 |
ce7bb2858a21dff28b 925816a3a1dda0 |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной докумен-
тации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Лист № 4
Всего листов 10
ПО «Энфорс АСКУЭ» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПП-022-1224 от 02 сентября 2013 года, выданное АНО «МИЦ».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» - ЦОК и их основные метрологические характеристики
Номер точки измерений на однолинейной схеме |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВК |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС "ЦОК" РП-50 10/6 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1, ф.13 |
ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 20248 Зав. № 07435 Зав. № 20243 |
НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 69591 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804142753 |
IBM System x3650 M2 Зав. № KD11Z7F |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,8 |
2 |
ПС "ЦОК" РП-50 10/6 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.3, ф.35 |
ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19548 Зав. № 19595 Зав. № 20252 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 3475 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804142881 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,8 | |
3 |
РП-51 "ЦОК" 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.2, ф.34 |
ТОЛ-10 УХЛ2-1 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 61403 Зав. № 59505 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 1586 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804142802 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,8 | |
4 |
РП-51 "ЦОК" 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.18, ф.32 |
ТОЛ-10 УТ2.1 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 61404 ТОЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 23601 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 1633 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804140712 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,8 | |
5 |
РП-53 "ЦОК" 10/6/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 1Д, ф.18 |
ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 19101 Зав. № 19136 Зав. № 19166 |
НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 69594 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804140594 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,8 | |
6 |
РП-53 "ЦОК" 10/6/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 4Д, ф.5 |
ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 19165 Зав. № 19207 Зав. № 19173 |
НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 69593 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804140658 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,8 | |
7 |
ЦОК РУ-2-380В 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, п. 12, ф. ООО "РПФ- Энергоремонт" |
ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 2093414 Зав. № 2098431 Зав. № 2093553 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 0,5S/1,0 Зав. № 0607122995 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,1 |
± 3,4 ± 5,9 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
8 |
ЦОК РУ-3 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, шкаф 8, ф. ОАО "Вымпелком" |
Т-0,66 Кл.т. 0,5S 30/5 Зав. № 129948 Зав. № 129949 Зав. № 129944 |
_ |
ПСЧ-3АРТ.07.132.4 0,5S/1,0 Зав. № 06004772 |
IBM System x3650 M2 Зав. № KD11Z7F |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,1 |
± 3,5 ± 5,9 |
9 |
ЦОК КЦ-2 ВРУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ф. ООО "Музыкальное радио" |
ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,2S 50/5 Зав. № 2095163 Зав. № 2095162 Зав. № 2095159 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 0,5S/1,0 Зав. № 0607122391 |
Активная Реактивная |
± 0,7 ± 1,3 |
± 2,4 ± 4,4 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (30 минут).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; ча
стота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С;
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U н2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) I н2; диапазон коэффициента мощности cosф (sin-ф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для счетчиков от минус 40°С до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха 90% при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 70 кПа до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 25 °С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 °С до плюс 40 °С;
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК и УСВ-3 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 7
Всего листов 10
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М- среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-3АРТ.07 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не
менее Т = 45 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и с сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения на счетчике;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
- электросчетчика;
- сервера ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
Лист № 8
Всего листов 10
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно -измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» - ЦОК типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТЛК-10-5,6 |
9143-01 |
12 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
7069-79 |
4 |
Трансформаторы тока опорные |
ТОП |
47959-11 |
6 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
22656-07 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
2 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
ПСЧ-3АРТ.07 |
36698-08 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
51644-12 |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58058-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» -ЦОК. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - осуществляется по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчика ПСЧ-4ТМ.05М - осуществляется по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146 РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «20» ноября 2007 г.;
- счетчика ПСЧ-3АРТ.07 - осуществляется по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные ПСЧ-3АРТ.07. Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» ИЛГШ.411152.147РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «17» декабря 2007 г.;
- устройства синхронизации системного времени УСВ-3 - осуществляется по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ 240.00.000МП», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» - ЦОК, аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.