Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Куйбышевская
| Номер в ГРСИ РФ: | 71210-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Куйбышевская (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 | 71210-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Куйбышевская |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1925 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 71210-18: Описание типа СИ | Скачать | 173.7 КБ | |
| 71210-18: Методика поверки МП 206.1-036-2018 | Скачать | 831.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Куйбышевская (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), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового-рынка электроэнергии (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (СПО) (Метроскоп).
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, 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 сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) (Метроскоп) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи Ethernet.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между Центром сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML и передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
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 входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ ИВКЭ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ 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 ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, 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 ЕНЭС (Метроскоп) (СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп))». СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) 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 СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики 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/реактивной энергии |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ВЛ 500 кВ "Балаковская АЭС -Куйбышевская № 1" |
1Mb 550 ф. А, В, С кл.т. 0,5 Ктт=2000/1 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 32002-06 |
СРА 550 ф. А, В, С (1 и 2 с.ш.) кл.т. 0,2 Ктн=500000/^3/100/^3 рег. № 15852-06 |
А1802RАLХQ-Р4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
RTU-325H рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
|
2 |
ВЛ 500 кВ "Жигулевская ГЭС -Куйбышевская" |
IMB 550 ф. А, В, С кл.т. 0,2S Ктт=2000/1 рег. № 32002-06 |
СРА 550 ф. А, В, С (3 и 4 с.ш.) кл.т. 0,2 Ктн=500000/^3/100/^3 рег. № 15852-06 |
А1802RАLХQ-Р4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
3 |
ВЛ 500 кВ "Заинская ГРЭС -Куйбышевская" |
1Mb 550 ф. А, В, С кл.т. 0,2S Ктт=2000/1 рег. № 32002-06 |
СРА 550 ф. А, В, С (5 и 6 с.ш.) кл.т. 0,2; Ктн=500000/\3/100/\3 рег. № 15852-06 |
А1802RАLХQ-Р4GВ-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
RTU-325H рег. № 44626-10 |
активная реактивная |
|
4 |
ВЛ 220 кВ "Куйбышевская -Зубчаниновская I цепь с отпайками |
TG 245 ф. А, В, С кл.т. 0,2S Ктт=2000/1 рег. № 30489-09 |
СРВ 245; СРА 245 ф. А, В, С (7 и 8 с.ш.) кл.т. 0,5 1<тн 220000/\3/100/\3 рег. № 15853-06; 47846-11 |
А1802RАLХQ-Р4GВ-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
|
5 |
ВЛ 220 кВ "Куйбышевская -Зубчаниновская II цепь с отпайками |
TG 245 ф. А, В, С кл.т. 0,2S Ктт=2000/1 рег. № 30489-09 |
СРВ 245; СРА 245 ф. А, В, С (9 и 10 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн=220000/\3/100/\3 рег. № 15853-06; 47846-11 |
А1802RАLХQ-Р4GВ-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |
|
6 |
ВЛ 35 кВ "АСК - 2 -Кинельская с отпайкой на ПС Куйбышевская (ВЛ 35 кВ АСК - 3)" |
GIF 36 ф. А, В, С кл.т. 0,5S Ктт=50/1 рег. № 29713-05 |
VEF 36 ф. А, В, С кл.т. 0,5 Ктн=35000/\3/100/\3 рег. № 29712-06 |
А1805RАLХQ-Р4GВ-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
|
Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы 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 (ТТ 0,5; Th 0,2; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
1,8 |
2,8 |
5,4 | ||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,4 |
2,7 |
1,1 |
1,6 |
2,8 | |||
|
1н < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
1,0 |
1,9 |
0,9 |
1,2 |
2,0 | |||
|
2, 3 (ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н |
1,0 |
1,1 |
1,8 |
1,2 |
1,3 |
1,9 | ||
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,6 |
0,8 |
1,3 |
0,8 |
1,0 |
1,4 | |||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |||
|
4, 5 (ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н |
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 | |||
|
1н < I1 < 1,21н |
0,7 |
0,9 |
1,4 |
0,9 |
1,1 |
1,6 | |||
|
6 (ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 0,5S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н |
2,1 |
2,7 |
4,9 |
2,4 |
3,0 |
5,1 | ||
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,2 |
1,7 |
3,1 |
1,7 |
2,2 |
3,4 | |||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,0 |
1,3 |
2,3 |
1,6 |
1,9 |
2,7 | |||
|
1н < I1 < 1,21н |
1,0 |
1,3 |
2,3 |
1,6 |
1,9 |
2,7 | |||
|
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы 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 (ТТ 0,5; TH 0,2; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,3 |
2,6 |
4,6 |
2,9 | ||||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,2 |
1,4 |
2,6 |
1,9 | |||||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,6 |
1,0 |
2,1 |
1,6 | |||||
|
2, 3 (ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
1,5 |
2,3 |
1,9 | ||||
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,4 |
1,3 |
2,0 |
1,8 | |||||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,0 |
0,8 |
1,7 |
1,5 | |||||
|
1н < I1 < 1,21н |
1,0 |
0,8 |
1,7 |
1,5 | |||||
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4, 5 |
0,01(0,02)1н < I1 < 0,051н |
2,0 |
1,6 |
2,4 |
2,0 |
|
(ТТ 0,2S; Th 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н |
1,7 |
1,4 |
2,2 |
1,9 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,3 |
1,0 |
1,9 |
1,6 | |
|
1н < I1 < 1,21н |
1,3 |
1,0 |
1,9 |
1,6 | |
|
6 |
0,01(0,02)1н < I1 < 0,051н1 |
4,1 |
2,7 |
5,2 |
4,0 |
|
(ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 1,0) |
0,051н1 < I1 < 0,21н |
2,9 |
2,1 |
4,2 |
3,7 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,1 |
1,5 |
3,7 |
3,4 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
3,7 |
3,4 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СО |
ЕВ, с |
±5 | |||
Примечания
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%? и 5i<2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%.
2 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ТУ 4228-011-29056091-11 в части реактивной электроэнергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2.
Таблица4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
6 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 ТУ 4228-011-29056091-11 |
от 99 до 110 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 от +21 до +25 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД RTO-325H магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -60 до +40 от -40 до +65 от 0 до +50 0,5 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
48 |
|
УСПД RTU-325T: - среднее время наработки на отказ, ч |
55000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
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 |
5 |
|
направлениях, лет, не более 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 |
35 |
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 систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
|
Таблица 5 - Комплектность средств изме |
рений | |
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
1МВ 550 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТG 245 |
6 |
|
Трансформатор тока |
GIF 36 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
СРА 550 |
18 |
|
Трансформатор напряжения |
СРВ 245 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
СРА 245 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
VEF 36 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии трёхфазный многофункциональный |
Альфа А1800 |
6 |
|
УСПД |
RTO-325H |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-036-2018 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
АУВП.411711.ФСК.003.20.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-036-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Куйбышевская. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.02.2018 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 2845-2003 ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя, МИ 2982-06 Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения измерительные от 500/^3 до 750/^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- 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 Альфа А1800 - по документу «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВННИМС» в 2011 г.;
- для УСПД RTU-325H - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки ДЯИМ.466215.005 МП» утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- 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), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 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 ЕНЭС ПС 500 кВ Куйбышевская». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/005-2018 от 02.02.2018 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
