Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО "БИАКСПЛЕН"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75478-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго", г.Оренбург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, соотнесения результатов измерений к шкале всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU), сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75478-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО "БИАКСПЛЕН" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 20.001-2019 |
Производитель / Заявитель
Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго", г.Оренбург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 75478-19: Описание типа СИ | Скачать | 105.9 КБ | |
| 75478-19: Методика поверки МП-193-RA.RU.310556-2019 | Скачать | 3.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, соотнесения результатов измерений к шкале всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU), сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в виде электронного документа XML для их передачи по электронной почте внешним организациям; предоставление контрольного доступа к
результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает три уровня:
1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2 -й уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД);
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения ПК «Энергосфера». ИВК включает в себя сервер баз данных (БД), каналообразующую аппаратуру и автоматизированные рабочие места (АРМ).
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети (0,02 с) из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
- синхронизацию (коррекцию) собственной шкалы и коррекцию времени в счетчиках электроэнергии;
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени в счетчиках с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСПД;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий;
- передачу результатов измерений и журналов событий в центр сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Сибурэнергоменеджмент», другим субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде
Лист № 3
Всего листов 9 макетов 80020, 80030 и других, согласованных в соответствии с регламентом ОРЭМ, заверенных электронно-цифровой подписью в формате XML.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 для передачи данных от счетчиков до УСПД;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с уровня ИВКЭ в ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством сети Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы.
На функциональном уровне в составе АИИС КУЭ организована система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы сервера БД, УСПД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) от УСПД при его опросе не реже 1 раза в час.
Синхронизация сервера БД происходит при поправке часов сервера БД более ±1 c. УСПД получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием встроенного приемника сигналов GPS. УСПД при опросе счетчиков осуществляет проверку поправки шкалы времени счетчиков. Если поправка часов счетчиков превышает ± 2 с относительно шкалы времени УСПД, УСПД корректирует часы счетчика и записывает в журнал событий факт коррекции времени с указанием времени до коррекции и после коррекции часов счетчика. Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М допускают синхронизацию не чаще 1 раза в сутки.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
pso_metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Лист № 4
Всего листов 9
аблица 2 - Состав ИК
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
Счетчики | ||||||||
|
Тип |
Ктр |
Рег. № |
Кл. т. |
Тип |
Ктр |
Рег. № |
Кл. т. |
Тип |
Рег. № |
Кл. т. | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
1 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 9 |
ТЛМ-10 |
1000/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,2S/0,5 |
|
2 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 13 |
ТЛК-СТ |
1000/5 |
58720-14 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,2S/0,5 |
|
3 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 17 |
ТЛМ-10 |
200/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
4 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 19 |
ТЛМ-10 |
200/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
5 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 21 |
ТЛМ-10 |
600/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
6 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 23 |
ТЛМ-10 |
1000/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
7 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 27 |
ТЛМ-10 |
300/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
8 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 29 |
ТЛМ-10 |
200/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
9 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 31 |
ТЛМ-10 |
1000/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
Лист № 5
Всего листов 9
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
10 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 35 |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
1000/5 |
32139-11 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
11 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 14 |
ТЛМ-10 |
1000/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
12 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 16 |
ТЛМ-10 |
1000/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,2S/0,5 |
|
13 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 18 |
ТЛМ-10 |
1000/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,2S/0,5 |
|
14 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 20 |
ТЛМ-10 |
200/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
15 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 24 |
ТЛМ-10 |
200/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
16 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 26 |
ТЛМ-10 |
100/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
17 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 28 |
ТЛМ-10 |
600/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,2S/0,5 |
|
18 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 32 |
ТЛМ-10 |
400/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
19 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 34 |
ТЛМ-10 |
200/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
Лист № 6
Всего листов 9
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
20 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 36 |
ТЛМ-10 |
1000/5 |
2473-69 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
21 |
ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 38 |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
1000/5 |
32139-11 |
0,5 |
НТМИ-6-66 |
6000/100 |
2611-70 |
0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-17 |
0,5S/1,0 |
|
Примечания: 1. Во всех ИК на уровне ИВКЭ используется УСПД типа ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09; 2. 2 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик; 3. Допускается замена УСПД на аналогичный утвержденного типа; 4. 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 АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях
|
ИК №№ |
cos9 |
I5< 1изм<120 |
I20< 1изм<1100 |
I100< 1изм<1120 | |||
|
5wоA % |
5wоP % |
5wоA % |
5wоP % |
5wоA % |
5wоP % | ||
|
1, 2, 12, 13, 17 |
0,50 |
±5,4 |
±2,7 |
±2,9 |
±1,5 |
±2,2 |
±1,2 |
|
0,80 |
±2,9 |
±4,4 |
±1,6 |
±2,4 |
±1,2 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±2,5 |
±5,5 |
±1,4 |
±3,0 |
±1,1 |
±2,2 | |
|
1,00 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- | |
|
с 3 по 11, с 14 по 16, с 18 по 21 |
0,50 |
±5,5 |
±3,0 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
±3,0 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
±2,7 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,1 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
±1,8 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
|
ИК №№ |
cos9 |
I5< 1изм<120 |
I20< 1изм<1100 |
I100< 1изм<1120 | |||
|
Swa % |
SwP % |
Swa % |
SwP % |
Swa % |
SwP % | ||
|
1, 2, 12, 13, 17 |
0,50 |
±5,4 |
±3,0 |
±3,0 |
±2,0 |
±2,3 |
±1,8 |
|
0,80 |
±2,9 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,8 |
±1,4 |
±2,3 | |
|
0,87 |
±2,6 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,6 | |
|
1,00 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- | |
|
с 3 по 11, с 14 по 16, с 18 по 21 |
0,50 |
±5,7 |
±4,0 |
±3,3 |
±3,2 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
±3,3 |
±5,3 |
±2,2 |
±3,7 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±3,0 |
±6,2 |
±2,0 |
±4,1 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
±2,0 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- | |
Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ относительно шкалы времени UTC, ± 5 с
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
21 |
|
Нормальные условия: - напряжение, % от ином - температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: |
от 99 до 101 от +21 до +25 |
|
Рабочие условия эксплуатации: - напряжение, % от ином - температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера и УСПД |
от 90 до 110 от -40 до +70 0 до +40 от +15 до +25 |
|
допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos ф |
от 5 до 120 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
|
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
Автоматическое |
|
Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов |
Автоматическое |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 3,5 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра МРЕК.411711.162.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 6 - Комплектность средств измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
36 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
16 |
|
УСПД |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
ИВК |
HP ProLiant DL180 |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН». Формуляр |
МРЕК.411711.162.ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН». Методика поверки |
МП-193- RA.RU.310556-2019 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу М11-193-RA.RU.310)556-20)19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКС1ЛЕН». Методика поверки», утвержденному ФГУ1 «СНИИМ» 12.04.2019.
Основные средства поверки:
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
Лист № 9
Всего листов 9
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- при поверке измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН». Свидетельство об аттестации методики измерений № 453-RA.RU.311735-2019 от 12.04.2019.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
