Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Татэнергосбыт" восьмая очередь
Номер в ГРСИ РФ: | 65972-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Энергосистемы", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» восьмая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 65972-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Татэнергосбыт" восьмая очередь |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 126 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергосистемы", г.Владимир
Поверка
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
65972-16: Описание типа СИ | Скачать | 162.5 КБ | |
65972-16: Методика поверки | Скачать | 1.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» восьмая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую 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 (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 (счётчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллеров СИКОН С70 и СИКОН С1 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 45270-10), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» по локальной вычислительной сети через Ethernet (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM. В ИВК «ИКМ-Пирамида» производится дальнейшая обработка и хранение поступающей информации, формирование xml-макетов форматов 80020 и 80030, оформление отчётных документов.
Дополнительно в ИВК «ИКМ-Пирамида» в виде xml-макетов формата 80020 поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 45275-10), АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-16» -«Казанская ТЭЦ-3» (вторая очередь) с Изменением № 1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 60384-16), АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 62954-15), АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по РБ «Куралово» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55064-13), АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по ГПС «Нижнекамск-2» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55291-13), АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 56200-14). В дальнейшем имеется возможность расширения перечня АИИС КУЭ смежных субъектов оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, данные от которых поступают в виде xml-макетов установленных форматов.
Передача информации от ИВК «ИКМ-Пирамида» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана и в другие смежные субъекты ОРЭ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «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, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» с УСВ-2 осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-2 на величину более ±2 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счётчиков с часами соответствующего УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±1 с.
Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, УСПД, сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, а также с помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcClien ts.dll |
CalcLeak age.dll |
CalcLoss es.dll |
Metrology. dll |
ParseBin. dll |
ParseIEC. dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePira mida.dll |
Synchro NSI.dll |
VerifyTi me.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.0 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 |
b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f |
d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 |
48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 |
ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК* | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
АО «Татэнергосбыт» - ОАО «ТГК-16» (Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1) | ||||||||
1 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 3,4 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Нижнекамская - ТГ-9 |
ТВ-110-50 Ктт=1000/1 Кл.т. 0,5 Рег. № 3190-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 24218-03 НКФ-110-57 У1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1188-58 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
2 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Нижнекамская - ТГ-10 |
ТВ-110-50 Ктт=1000/1 Кл.т. 0,5 Рег. № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1188-58 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
8 |
9 |
10 |
3 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Нижнекамская - ТГ-11 |
ТВ-110-50 Ктт=1000/1 Кл.т. 0,5 Рег. № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1188-58 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
4 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 1 СОШ-110 кВ, 1ОВ-110 кВ |
ТВГ-110 Ктт=1000/1 Кл.т. 0,2S Рег. № 22440-07 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1188-58 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
5 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 2 СОШ-110 кВ, 2ОВ-110 кВ |
ТВ-110/50 Ктт=1000/1 Кл.т. 0,5 Рег. № 3790-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 24218-03 НКФ-110-57 У1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1188-58 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
АО «Татэнергосбыт» - ОАО «ТГК-16» (Казанская ТЭЦ-3) | ||||||||
6 |
ПС «Зеленодольская» 220/110/35/6 кВ, ОРУ-220 кВ, 1,2 СШ 220 кВ, ВЛ-220 кВ яч.6 |
ТГФ-220-II Ктт=1200/5 Кл.т. 0,2 Рег. № 20645-05 |
НАМИ-220 УХЛ1 Ктн=220000/^3/100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 20344-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
0,6 1,1 |
1,4 2,5 |
7 |
ПС «Зеленодольская» 220/110/35/6 кВ, ОРУ-220 кВ, ОСШ 220 кВ, ОВ-220 кВ яч.9 |
ТФЗМ-220Б-Ш Ктт=1200/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 26006-06 |
НАМИ-220 УХЛ1 Ктн=220000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 20344-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
8 |
9 |
10 |
АО «Татэнергосбыт» - ООО «Нижнекамская ТЭЦ» (Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2) | ||||||||
8 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-110, 1,2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Нижнекамская -10Т |
ТВ-100/50 Ктн=1000/1 Кл.т. 0,5 Рег. № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1188-58 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
9 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-220 кВ, 1,2 СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Нижнекамская - Блок 1 |
ВСТ Ктт=1000/1 Кл.т. 0,2S Рег. № 17869-10 |
НКФ-220-58 У1 Ктн=220000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1382-60 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
10 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-220 кВ, 1,2 СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Нижнекамская - Блок 2 |
ВСТ Ктт=1000/1 Кл.т. 0,2S Рег. № 17869-10 |
НКФ-220-58 У1 Ктн=220000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1382-60 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
11 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Нижнекамская - Блок 3 |
ТВ-110/50 Ктт=1000/1 Кл.т. 0,5 Рег. № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1188-58 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
12 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-220 кВ, 1,2 СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Нижнекамская - Блок 4 |
ВСТ Ктт=1000/1 Кл.т. 0,2S Рег. № 17869-10 |
НКФ-220-58 У1 Ктн=220000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1382-60 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
8 |
9 |
10 |
13 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-220 кВ, 1,2 СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Нижнекамская - Блок 5 |
ВСТ Ктт=1000/1 Кл.т. 0,2S Рег. № 17869-10 |
НКФ-220-58 У1 Ктн=220000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1382-60 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
14 |
ПС «Нижнекамская» 220/110/10 кВ, ОРУ-220 кВ, ОСШ-220 кВ, ОВ-220 кВ |
ТГФ-220-II Ктт=1000/1 Кл.т. 0,2 Рег. № 20645-00 |
НКФ-220-58 У1 Ктн=220000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 1382-60 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
АО «Татэнергосбыт» - ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт») | ||||||||
15 |
ПС «Кукмор» 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ В.Поляны- Малмыж |
ТФЗМ-110Б-1У1 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-83 У1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
16 |
ПС «Кукмор» 110/10 кВ, ОРУ-10 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ В.Поляны-Малмыж (резерв) |
ТФЗМ-110Б-1У1 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-83 У1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
активная реактивная |
1,3 2,3 |
3,2 4,6 |
17 |
ПС «Кукмор» 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ОСШ-110 кВ, ОМВ-110 кВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-83 У1 Ктн=110000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
8 |
9 |
10 |
18 |
ПС «Сардек» 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ввод Т1 |
ТЛМ-10 Ктт=300/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2473-69 |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 16687-02 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
19 |
ПС «Сардек» 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ввод Т1 (резерв) |
ТЛМ-10 Ктт=300/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2473-69 |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 16687-02 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
активная реактивная |
1,3 2,3 |
3,2 4,6 |
20 |
ПС «Сардек» 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, с.ш.0,23 кВ, ТСН-1 |
Т-0,66 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 29482-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
активная реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,9 |
21 |
ПС «Сардек» 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, с.ш. 0,23 кВ, ТСН-1 (резерв) |
Т-0,66 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 29482-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03 |
активная реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,6 |
АО «Татэнергосбыт» - ООО «Транснес |
пьэнерго» (ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» в границах Республики Татарстан) | |||||||
22 |
ПС «Акташ» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ф.16 |
ТЛК-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 9143-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ-2 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
23 |
ПС «Акташ» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ф.19 |
ТЛК-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 9143-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ-2 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
1 |
2 |
3 |
4 |
24 |
ПС «Каргали» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. ф.204 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт= 100/5 Кл.т. 0,5S Per. № 32139-06 |
TJP4 Ктн=6000/л/3/100А/3 Кл.т. 0,5 Per. №45423-10 |
25 |
ПС «Каргали» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. ф. 103 |
ТОЛ-СЭЩ-Ю Ктт= 100/5 Кл.т. 0,5S Per. № 32139-06 |
TJP4 Ктн=6000/л/3/100А/3 Кл.т. 0,5 Per. №45423-10 |
5 |
6 |
8 |
9 |
10 | |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 |
СИКОН С70 Per. № 28822-05 |
активная реактивная |
1Д 2,3 |
3,0 4,7 | |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 |
СИКОН С70 Per. № 28822-05 |
активная реактивная |
1,1 2,3 |
з,о 4,7 |
* Примечания
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
- параметры сети: напряжение (0,95-1,05)-Uн; сила тока (1,0-1,2)-1н; cosф=0,9инд. (sinф=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл;
- температура окружающей среды: (20±5) °С.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)- Uh1; диапазон силы первичного тока для ИК №№ 1-3, 5-8, 11, 14-19, 22, 23 (0,05-1,2)^ Iн1; диапазон силы первичного тока для остальных ИК (0,01-1,2)^Iн1; коэффициент мощности cosф (sinф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счётчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)-Uн2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)^Iн2; диапазон коэффициента мощности cosф (sinф) 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 счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °С; для счётчиков типа СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 до плюс 55 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М
от 70,0 до 106,7 кПа; для счётчиков типа СЭТ-4ТМ.02 от 84,0 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 15 до плюс 25 °С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
5 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1-3, 5-8, 11, 14-19, 22, 23 указана для силы тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 2 % от 1ном cosф=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии для ИК №№ 16, 19 от плюс 10 до плюс 30 °С, для остальных ИК - от плюс 10 до плюс 40 °С.
6 Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида», УСПД и УСВ-2 на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7 Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты АИИС КУЭ, должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ).
Таблица 3 - Данные, поступающие с АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Наименование АИИС КУЭ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
1 |
2 |
3 |
АО «Татэнергосбыт» - ОАО «ТГК-16» (Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1) | ||
1 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ВЛ-110 кВ ТГ-9 |
Информация об энергопотреблении в виде xml-макетов формата 80020 поступает из системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ТГК-16», рег. № 45275-10 |
2 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ВЛ-110 кВ ТГ-10 | |
3 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ВЛ-110 кВ ТГ-11 | |
АО «Татэнергосбыт» - ОАО «ТГК-16» (Казанская ТЭЦ-3) | ||
4 |
ВЛ-220 кВ Киндери |
Информация об энергопотреблении в виде xml-макетов формата 80020 поступает из системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ТГК-16», рег. № 45275-10 |
5 |
ВЛ-220 кВ Зеленодольская | |
6 |
ОВ-220 кВ | |
7 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ КЗССМ-1 |
Информация об энергопотреблении в виде xml-макетов формата 80020 поступает из системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (вторая очередь) с Изменением № 1, рег. № 60384-16. |
8 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ КЗССМ-2 | |
9 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ АГНКС-1 | |
10 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ АГНКС-2 | |
11 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ МГК-1 | |
12 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ МГК-2 | |
13 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ АБЗ-1 | |
14 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ МОЗ-1 | |
15 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ МОЗ-2 | |
16 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ ОАО «Камэнергозащита» | |
17 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ АБЗ-2 | |
18 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ ЖБИ-1 | |
19 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ ЖБИ-2 | |
20 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ РП-62-1 | |
21 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ РП-62-2 | |
22 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ РП-65-1 | |
23 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ РП-65-2 | |
24 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ РП-20-1 | |
25 |
Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ РП-20-2 |
1 |
2 |
3 |
АО «Татэнергосбыт» - ООО «Нижнекамская ТЭЦ» (Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2) | ||
26 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, РУСН 6 кВ, секция 1Р, РА-1, яч.5 |
Информация об энергопотреблении в виде xml-макетов формата 80020 поступает из системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижнекамская ТЭЦ», рег. № 62954-15. |
27 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, РУСН 6 кВ, секция 1Р, РБ-1, яч.6 | |
28 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, РУСН 6 кВ, секция 1Р, 1РПА, яч.7 | |
29 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, РУСН 6 кВ, секция 1Р, 2РПБ, яч.8 | |
30 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, РУСН 6 кВ, секция 2РП, яч. 12 (Тр-р № 93Т) | |
31 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, РУСН 6 кВ, секция 7Р, яч. 14 (Тр-р № 91Т) | |
32 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, РУСН 6 кВ, секция 9Р, яч. 14 (Тр-р № 92Т) | |
33 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, РУСН 6 кВ, секция 7Р, яч. 13 (ООО «ИНВЭНТ-Технострой») | |
34 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, вывода 220 кВ 1Т (ВЛ 1ГТ) | |
35 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, вывода 220 кВ 2Т (ВЛ 2ГТ) | |
36 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, вывода 110 кВ 3Т (ВЛ 3ГТ) | |
37 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, вывода 220 кВ 4Т (ВЛ 4ГТ) | |
38 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, вывода 220 кВ 5Т (ВЛ 5ГТ) | |
39 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, вывода 220 кВ 6Т | |
40 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, вывода 110 кВ 20Т | |
41 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-2, вывода 220 кВ 7Т | |
АО «Татэнергосбыт» - ООО «Транснефтьэнерго» (ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» в границах Республики Татарстан) | ||
42 |
КТП-17 10/0,4 кВ 160 кВА Ввод от ВЛ-10 кВ № 16 ПС «Куралово» |
Информация об энергопотреблении в виде xml-макетов формата 80020 поступает из системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по РБ «Куралово», рег. № 55064-13. |
1 |
2 |
3 |
43 |
ГПС «Нижнекамск-2», ЗРУ-6 кВ, Ввод 1, 1 с.ш. - 6 кВ, ф.3 |
Информация об энергопотреблении в виде xml-макетов формата 80020 поступает из системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по ГПС «Нижнекамск-2», рег. № 55291-13. |
44 |
ГПС «Нижнекамск-2», ЗРУ-6 кВ, Ввод 2, 2 с.ш. - 6 кВ, ф.25 | |
45 |
ПНС ГПС «Нижнекамск-2», ЗРУ-6 кВ, Ввод 1, 1 с.ш. - 6 кВ, ф.3 | |
46 |
ПНС ГПС «Нижнекамск-2», ЗРУ-6 кВ, Ввод 2, 2 с.ш. - 6 кВ,, ф.21 | |
47 |
РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.109 ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» ГПС «Нижнекамск-2» |
Информация об энергопотреблении в виде xml-макетов формата 80020 поступает из системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ», рег. № 56200-14. |
48 |
РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.106 ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» ГПС «Нижнекамск-2» | |
49 |
РТП №124/23, СШ-2 6 кВ, яч.206 ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» ГПС «Нижнекамск-2» | |
50 |
РТП №124/23, СШ-2 6 кВ, яч.209 АО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» ГПС «Нижнекамск-2» |
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных 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;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ
не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ
не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- счётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- контроллер СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- контроллер СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счётчике.
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счётчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счётчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счётчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счётчики типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- счётчики типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12) и СЭТ-4ТМ.02 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- контроллеры СИКОН С1, СИКОН С70 - тридцатиминутный профиль нагрузки
в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств
измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тип компонента |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТВ-110/50 |
18 шт. |
Трансформаторы тока встроенные |
ТВГ-110 |
3 шт. |
Трансформаторы тока |
ТГФ-220-II |
3 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-220Б-Ш |
3 шт. |
Трансформаторы тока встроенные |
ВСТ |
12 шт. |
Трансформаторы тока |
ТГФ-220-II |
3 шт. |
Трансформаторы тока измерительные |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
6 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
3 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛК-10 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
9 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-220 УХЛ1 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-220-58 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 шт. |
Трансформаторы напряжения |
TJP4 |
6 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
14 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
4 шт. |
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
2 шт. |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
7 шт. |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С1 |
2 шт. |
У стройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
Комплексы информационно-вычислительные |
ИКМ-Пирамида |
1 шт. |
Методика поверки |
- |
1 экз. |
Паспорт-формуляр |
ЭНСТ.411711.126.ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 65972-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» восьмая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 23 ноября 2016 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- счётчик СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.087РЭ1 «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации», раздел «Методика поверки», согласованным ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2001 г.;
- контроллер СИКОН С1 - в соответствии с документом ВЛСТ.235.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001 И1 «Устройство синхрони
зации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов
напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в эксплуатационном документе.
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.