80067-20: Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС Нововеличковская - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС Нововеличковская

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 80067-20
Производитель / заявитель: ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
Скачать
80067-20: Описание типа СИ Скачать 339.8 КБ
80067-20: Методика поверки МП СМО-3006-2020 Скачать 1.7 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС Нововеличковская поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 03.11.2024

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

Default ALL-Pribors Device Photo
80068-20
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Пенза-2"
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный Центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Пенза-2» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и п...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанции «РЭС Слюдянка (Головная)» Восточно -Сибирской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Иркутской области (далее по тексту...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанции «Магнитогорск» Южно-Уральской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Челябинской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) п...
Default ALL-Pribors Device Photo
80071-20
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС-109 "Юбилейная" ПАО "ТОЗ"
Общество с ограниченной ответственностью "Торговый Дом "ПРОЦИОН" (ООО "Торговый Дом "ПРОЦИОН"), г. Москва
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС-109 «Юбилейная» ПАО «ТОЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и перед...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «УК «Кузбассразрезуголь» - филиал «Моховский угольный разрез» (Моховское поле) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной...