Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС Нововеличковская
| Номер в ГРСИ РФ: | 80067-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС Нововеличковская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80067-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС Нововеличковская |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 697 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Прософт-Системы" (ООО "Прософт-Системы"), г. Екатеринбург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 80067-20: Описание типа СИ | Скачать | 339.8 КБ | |
| 80067-20: Методика поверки МП СМО-3006-2020 | Скачать | 1.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС Нововеличковская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии,
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ -3000 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в УСПД ЭКОМ-3000, и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту - сервер БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (далее по тексту - ПО) ПК «Энергосфера», автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД посредством локальной вычислительной сети (далее по тексту - ЛВС) интерфейса Ethernet поступает на сервер БД, где происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера БД информация передается на АРМ.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной подписью (далее - ЭП) субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в необходимом формате.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК и включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов УСПД с сигналами точного времени. Коррекция часов сервера АИИС КУЭ происходит от УСПД. Сравнение времени сервера АИИС КУЭ с временем УСПД осуществляется при каждом опросе. Коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера АИИС КУЭ и часов УСПД более, чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков происходит от УСПД. Сравнение времени УСПД с временем счетчиков происходит при каждом сеансе связи. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем УСПД более, чем на ±2 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», 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 данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэне ргии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/ Сервер |
Основная погрешно сть, % |
Погрешн ость в рабочих условиях , % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110 кВ НПС Новое еличковская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т1 |
ТОГФ-110 Кл. т. 0,2 S Ктт 200/5 Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 / HP BL460c Gen8 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,4 ±2,5 |
|
2 |
ПС 110 кВ НПС Новов еличковская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т2 |
ТОГФ-110 Кл. т. 0,2 S Ктт 200/5 Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,4 ±2,5 | |
|
3 |
ПС 110 кВ НПС Новов еличковская, КРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.104, Ввод №1 6 кВ |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 3000/5 Рег. № 30709-11 |
НАЛИ-НТЗ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 59814-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,7 ±4,3 | |
|
4 |
ПС 110 кВ НПС Новов еличковская, КРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.204, Ввод №2 6 кВ |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 3000/5 Рег. № 30709-11 |
НАЛИ-НТЗ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 59814-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,7 ±4,3 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС 110 кВ НПС Новое еличковская, ЩСН-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ТСН №1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,2 S Ктт 200/5 Рег. № 67928-17 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 / HP BL460c Gen8 |
активная реактивная |
±0,4 ±1,0 |
±1,4 ±2,6 |
|
6 |
ПС 110 кВ НПС Новое еличковская, ЩСН-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ТСН №2 |
Т-0,66 Кл. т. 0,2 S Ктт 200/5 Рег. № 67928-17 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±0,4 ±1,0 |
±1,4 ±2,6 | |
|
7 |
ПС 110 кВ НПС Новов еличковская, КРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.107 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5 Рег. № 25433-11 |
НАЛИ-НТЗ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 59814-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,7 ±4,3 | |
|
8 |
ПС 110 кВ НПС Новов еличковская, КРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.106 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 25433-11 |
НАЛИ-НТЗ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 59814-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,7 ±4,3 | |
|
9 |
ПС 110 кВ НПС Новов еличковская, КРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.105 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5 Рег. № 25433-11 |
НАЛИ-НТЗ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 59814-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,7 ±4,3 | |
|
10 |
ПС 110 кВ НПС Новов еличковская, КРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.205 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5 Рег. № 25433-11 |
НАЛИ-НТЗ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 59814-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,7 ±4,3 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
ПС 110 кВ НПС Новов еличковская, КРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.206 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5 Рег. № 25433-11 |
НАЛИ-НТЗ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 59814-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 / HP BL460c Gen8 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,7 ±4,3 |
|
12 |
ПС 110 кВ НПС Новов еличковская, КРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.207 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 25433-11 |
НАЛИ-НТЗ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 59814-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,7 ±4,3 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана: ИК №№ 1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 - cos9 = 0,8 инд, 1=0,02^1ном; ИК №№ 5, 6 - coso = 0,8 инд, 1=0,0Ь1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 12 от 0 до плюс 40 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. 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. 6. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. 7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
12 |
|
Нормальные условия: Параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: Параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
|
ИК №№ 1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 |
от 2 до 120 |
|
ИК №№ 5, 6 |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5инд до 0,8емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -45 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС |
от -30 до +50 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ -4ТМ.03М.08 |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут., не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал сервера:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС Нововеличковская типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип/ Обозначение |
Количество, шт./ Экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
18 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОГ-110 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-НТЗ-6 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункци ональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
10 |
|
Счётчик электрической энергии многофункци ональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Сервер |
HP BL460c Gen8 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Методика поверки |
МП СМО-3006-2020 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.697 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-3006-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС Нововеличковская. Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 01.07.2020 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;
- счетчиков СЭТ-4TM.03M, СЭТ-4ТМ.03М.08 (Рег. № 36697-17) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 (рег. № 17049-14) - по документу ПБКМ.421459.007 МП
«Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, Рег. (№ 46656-11);
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, (Рег. № 39952-08);
- миллитесламетр Ш1-15У, (Рег. № 37751-08);
- термогигрометр «Ива-6Н-Д», (Рег. № 46434-11);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, (Рег. № 25749).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
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 НПС Нововеличковская, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017.
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
