Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино
| Номер в ГРСИ РФ: | 71035-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "МРСК Волги", г.Саратов |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71035-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1926 |
Производитель / Заявитель
ПАО "МРСК Волги", г.Саратов
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 71035-18: Описание типа СИ | Скачать | 121.3 КБ | |
| 71035-18: Методика поверки МП 206.1-077-2018 | Скачать | 807.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень (ИВК) - включает в себя: сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS (УССВ-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 54074-13); каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (СПО) (Энергосфера® 7.0).
На третьем уровене системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИВК также обеспечивает обмен (прием и передачу) измерительной информацией с АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД по каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Система учета на базе ПК «Энергосфера®» включает в себя следующие основные компоненты:
БД «Энергосфера®» - база данных системы для долговременного хранения и обработки данных под управлением СУБД MS SQL.
Сервер приложений на основе стандартного web-сервера «MS Internet Information Services (IIS)» версии 6.0 и выше и специализированного программного обеспечения «Энергосфера®» («ядро» ES7.0»).
Web-кабинеты пользователей различных ролей - удаленный доступ пользователей по сети Internet к данным системы с помощью web-браузера.
Сбор и предоставление данных сотрудникам компании-владельца системы выполняется с помощью web-интерфейса «Энергосфера®7.0», а также набора windows-приложений и служб (Сервер опроса, Центр импорта-экспорта, Алармер, CRQ-интерфейс, Консоль администратора, Редактор расчетных схем, АРМ «Энергосфера®», Ручной ввод, Импорт из XLS, Электроколлектор и др.).
АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера®7.0» обеспечивает решение следующих задач:
Автоматизированный сбор данных по учёту электроэнергии: показания (суточные, месячные, в т.ч. тарифные), профили нагрузки, журналы событий, текущие измерения параметров режима электрической сети.
Расчёт суммарных показателей энергопотребления по различным группам объектов, анализ балансов (приход/расход/отдача/потери электроэнергии на подстанциях, трансформаторных и распределительных пунктах, участках электросетей и прочих объектах, сравнение фактических небалансов с допустимыми значениями).
Формирование сводной отчётности (отчёты о потреблении электроэнергии, реестры и перечни ПУ и прочего оборудования, годовые планы поверок, отчёты о техническом обслуживании, потребительские отчеты и другие).
Ведение нормативно-справочной информации о точках учёта, объектах электросети, электрооборудовании, точках технологического присоединения к электрическим сетям, включая справочники и классификаторы.
Эксплуатационный мониторинг состояний приборов учета, каналов связи, программного и аппаратного обеспечения, регистрация и обработка критических событий, в том числе: нарушение нормальной схемы электроснабжения, вмешательство в оборудование комплекса (санкционированное и несанкционированное), отклонение от режимов потребления, изменение локальных небалансов свыше порогового значения и т.д.
Ведение информации об установках, заменах, техническом обслуживании и ремонте приборов учёта, включая обработку заявок на подключение/отключение.
Ведение единого астрономического времени в элементах, контролируемых АИИС КУЭ.
Администрирование системы, включая управление пользователями, правами пользователей и их доступом к объектам на основе ролевой модели разграничения прав доступа.
Возможность опроса подсистем АИИС на разном уровне: опрос счётчиков, PLC/GPRS-концентраторов (УСПД), АИИС (по предоставляемым интерфейсам).
Централизованная тарифная политика. Автоматическая рассылка тарифных расписаний из центра сбора данных на приборы учёта. Регулярная автоматическая сверка фактических тарифов из счётчиков с тарифными расписаниями в БД, заданных для различных категорий потребителей.
Управление доступом к счётчикам. Генерация и централизованное хранение параметров доступа (паролей) к приборам учёта (ПУ) электрической энергии потребителей.
Удалённое ручное, полуавтоматическое (подготовка заявки по требованиям) ограничение/ отключение нагрузки абонента (если это поддерживает счётчик), выдача разрешения на включение нагрузки.
Информирование абонентов о предстоящем отключении/ ограничении, задолженности, возможной смене тарифа и т.п.
Групповое администрирование системы. Ведение типовых точек учёта, заполнение групп абонентов по шаблонам и из xls-макетов (адреса, ФИО, зав. номер счётчика и т.п.). Типовые правила наименования/создания узлов дерева объектов. Возможность автоматической привязки счётчиков по заданным правилам. Автопривязка счётчиков. Распределенная обработка данных, отложенные пересчёты. «Заморозка» пересчётов (фиксация коммерческих данных, запрет изменений).
Web-интерфейс для предоставления учётных данных и отчётных документов клиентам системы. Единая политика раздачи прав доступа и парольных ограничений. Диалоговый режим работы с клиентом (подача заявок, самостоятельный ввод показаний приборов учёта и т.п.).
Интеграция с внешними системами (биллинговые системы, классификаторы адресов, ГИС-системы).
Интеграция с системой документооборота предприятия на базе решения MS SharePoint.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. 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 от 1 до 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи проводных линий связи (интерфейс RS-485) поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ филиала ПАО «МРСК Волги» - Ульяновские РС, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача в заинтересованные организации.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе, в состав ИВК и УСПД входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера (ИВК), при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется по команде коррекции времени поступающей с верхнего уровня (ИВК), коррекция проводится при расхождении часов УСПД и ИВК на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД при расхождении более чем на ±3 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по каналу GSM/GPRS, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии «Энергосфера». Информационно-измерительная система «Энергосфера» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные Информационно-измерительной системы «Энергосфера», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Системы автоматизированные информационно-измерительные «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 7.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
контрольная сумма файла pso_metr.dll CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивн ой энергии |
УСПД/УССВ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, ВЛ - 110 кВ Ключики -Евлашево с отпайкой на ПС Никулино |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15 |
НКФ-110; НКФ-110-57У1; НКФ-110 ф. А, В, С (1 с.ш.) кл. т. 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 26452-06; 14205-94; 26452-06 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14 УССВ-2 рег. № 54074-13 |
активная реактивная |
|
2 |
ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, ВЛ - 110 кВ Ключики -Курмаевка тяговая с отпайками |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15 |
НКФ-110-57У1 ф. А, В, С (2 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
активная реактивная | |
|
3 |
ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, СВ - 110 кВ |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15 |
НКФ-110; НКФ-110-57У1; НКФ-110 ф. А, В, С (1 с.ш.) кл. т. 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 26452-06; 14205-94; 26452-06 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
4 |
ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, С - 1 - Т |
ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2793-88 |
НКФ-110; НКФ-110-57У1; НКФ-110 ф. А, В, С (1 с.ш.) кл. т. 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 26452-06; 14205-94; 26452-06 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14 УССВ-2 рег. № 54074-13 |
активная реактивная |
|
5 |
ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, С - 2 - Т |
ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2793-88 |
НКФ-110-57У1 ф. А, В, С (2 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
Примечания
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в Таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
|
Метрологические ха] |
рактеристики ИК (активная энергия) | ||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Г раницы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Г раницы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 | ||
|
1 - 3 (ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,1 |
1,3 |
2,1 |
1,3 |
1,5 |
2,2 | ||
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,8 |
1,0 |
1,7 |
1,0 |
1,2 |
1,8 | |||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,7 |
0,9 |
1,4 |
0,9 |
1,1 |
1,6 | |||
|
IE1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
0,9 |
1,4 |
0,9 |
1,1 |
1,6 | |||
|
4, 5 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,8 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,9 |
5,5 | ||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,1 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,7 |
3,0 | |||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |||
|
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Г раницы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Г раницы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||||
|
1 - 3 (ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,0 |
1,6 |
2,4 |
2,0 | ||||
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,7 |
1,4 |
2,2 |
1,9 | |||||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,3 |
1,0 |
1,9 |
1,6 | |||||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,3 |
1,0 |
1,9 |
1,6 | |||||
|
4, 5 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,4 |
2,7 |
4,6 |
3,0 | ||||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,4 |
1,5 |
2,8 |
2,0 | |||||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,2 |
2,3 |
1,7 | |||||
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (± д), с |
5 | ||||||||
|
Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9<1,0 нормируется от I2%. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С. 4 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
5 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,8 |
|
температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от -10 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
|
- для УСПД ЭКОМ-3000 |
от 0 до +40 |
|
- для УССВ-2 |
от -10 до +55 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД ЭКОМ-3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации счетчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, лет, не более |
5 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
ИВКЭ: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- 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 титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 |
9 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57У1 |
4 шт. |
|
Счётчик электрической энергии трёхфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 шт. |
|
УСПД |
ЭКОМ-3000 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УССВ -2 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП 206.1-077-2018 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
АУВП.411711.МРСК.001.18.ПС-ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-077-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29.03.2018 г.
Основные средства 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» и/или по МИ 2925-2005 Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - 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 ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.04.2014 г.;
- для УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки 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 ПС 110 кВ Никулино». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/006-2018 от 19.02.2018 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
