Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Ивановские ПГУ" АО "Интер РАО - Электрогенерация"
| Номер в ГРСИ РФ: | 80910-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО управляющая компания "РусЭнергоМир", г.Новосибирск |
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Ивановские ПГУ» АО «Интер РАО - Электрогенерация» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 80910-21 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Ивановские ПГУ" АО "Интер РАО - Электрогенерация" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 8ed56429-87b2-7c10-2087-df82127e502b | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью Управляющая компания "РусЭнергоМир" (ООО УК "РусЭнергоМир"), Новосибирская обл., г. Новосибирск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
80910-21: Описание типа
2024-80910-21.pdf
|
Скачать | 135.5 КБ | |
|
80910-21: Методика поверки
2021-mp80910-21.pdf
|
Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Ивановские ПГУ» АО «Интер РАО - Электрогенерация» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее-ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) — центр сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения «АльфаЦЕНТР». ЦСОИ включает в себя сервер сбора данных далее — ССД), серверы баз данных (далее — СБД), устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300, каналообразующую апартуру и автоматизированные рабочие места.
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (далее — ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. 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 период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
— активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности соответственно вычисляемая для интервалов времени 30 минут;
— средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая.
ЦСОИ осуществляет:
— один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
— хранение результатов измерений в базе данных;
— передачу результатов измерений в ИВК.
— синхронизацию (коррекцию) времени в сервере ИВК и коррекцию времени в счетчиках;
— 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 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;
— аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
— самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
— посредством интерфейса RS-485, ВОЛС и преобразователя интерфейса RS-485 в Ethernet (основной и резервный канал) для передачи данных от счетчиков до ИВК;
— посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
— посредством наземного канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
— посредством наземного канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы ССД ЦСОИ и счетчиков. ССД ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (УССВ). Синхронизация часов сервера ССД ЦСОИ с УССВ происходит при расхождении времени более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков сервер ЦСОИ определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по ±2 с (параметр настраиваемый), то формирует команду синхронизации. Журналы событий счетчиков и сервера ЦСОИ отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерения не предусмотрено. Заводской номер 3 наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера ИВК, типографским способом, а также заводской номер 3 указан в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ac_metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер TTIZ |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УССВ/Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Ивановские ПГУ, Г -10, выводы генератора 10,5 кВ |
ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 10000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,2 10500:^3/100:^3 Рег. № 3344-08 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Метроном Версии 300, Рег. № 74018-19, ЦСОИ |
|
2 |
Ивановские ПГУ, Г -11, выводы генератора 10,5 кВ |
ТВ-СВЭЛ Кл.т. 0,2S 10000/5 Рег.№ 67627-17 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ Кл.т. 0,2 10500:^3/100:^3 Рег.№ 67628-17 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
3 |
Ивановские ПГУ, Г -12, выводы генератора 10,5 кВ |
ТВ-СВЭЛ Кл.т. 0,2S 10000/5 Рег.№ 67627-17 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ Кл.т. 0,2 10500:^3/100:^3 Рег.№ 67628-17 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
4 |
Ивановские ПГУ, Г -20, выводы генератора 10,5 кВ |
ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 10000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,2 10500:^3/100:^3 Рег. № 3344-08 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
П |
родолжение таблицы 2 | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 |
Ивановские ПГУ, Г-21, выводы генератора 10,5 кВ |
ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 10000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,2 10500:^3/100:^3 Рег. № 3344-08 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Метроном Версии 300, Рег. № 74018-19, ЦСОИ |
|
6 |
Ивановские ПГУ, Г-22, выводы генератора 10,5 кВ |
ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2 10000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,2 10500:^3/100:^3 Рег. № 3344-08 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
7 |
яч.03, КВЛ 220 кВ Ивановские ПГУ - Неро I цепь |
JK ELK CN/CM 14 Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 28839-05 |
STE 1/170/245/362/420/ 550 S Кл.т. 0,2 220000:^3/100:^3 Рег. № 37111-08 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
8 |
яч.10, КВЛ 220 кВ Ивановские ПГУ - Неро II цепь |
JK ELK CN/CM 14 Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 28839-05 |
STE 1/170/245/362/420/ 550 S Кл.т. 0,2 220000:^3/100:^3 Рег. № 37111-08 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
9 |
яч.04, КВЛ 220 кВ Ивановские ПГУ - Иваново I цепь |
JK ELK CN/CM 14 Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 28839-05 |
STE 1/170/245/362/420/ 550 S Кл.т. 0,2 220000:^3/100:^3 Рег. № 37111-08 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
10 |
яч.11, КВЛ 220кВ Ивановские ПГУ - Иваново II цепь |
JK ELK CN/CM 14 Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 28839-05 |
STE 1/170/245/362/420/ 550 S Кл.т. 0,2 220000:^3/100:^3 Рег. № 37111-08 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
11 |
яч.01, КВЛ 110 кВ Ильинская 1 |
EXK-CTO Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 33112-06 |
STE3/123/145/170 Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 33110-06 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
12 |
яч.20, КВЛ 110 кВ Ильинская 2 |
EXK-CTO Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 33112-06 |
STE3/123/145/170 Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 33110-06 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
13 |
яч.04, КВЛ 110 кВ Комсомольская 1 |
EXK-CTO Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 33112-06 |
STE3/123/145/170 Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 33110-06 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
Продолжение таблицы 2_______________________________________________________
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
14 |
яч.22, КВЛ 110 кВ ИвГРЭС-Отрадное 2 |
EXK-CTO Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 33112-06 |
STE3/123/145/170 Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 33110-06 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Метроном Версии 300, Рег. № 74018-19, ЦСОИ |
|
15 |
яч.03, КВЛ 110 кВ ИвГРЭС-Писцово |
EXK-CTO Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 33112-06 |
STE3/123/145/170 Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 33110-06 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
16 |
яч.08, КВЛ 110 кВ ИвГРЭС — Отрадное 1 |
EXK-CTO Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 33112-06 |
STE3/123/145/170 Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 33110-06 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
17 |
яч.19, КВЛ 110 кВ Комсомольская 2 |
EXK-CTO Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 33112-06 |
STE3/123/145/170 Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 33110-06 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. 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 применения
|
ИК №№ |
cosф/sin Ф |
W2%< Wизм<W5% |
W5%< Wизм<W20% |
W20%< Wизм<W100% |
W100%< Wизм<W120% | ||||
|
8w0a, % |
8w P, % |
8w A, % |
8w P, % |
8w0a, % |
8woP, % |
8w0a, % |
8w0P, % | ||
|
1, 2, 3, 4, 5, 6 |
0,50 |
- |
- |
±2,0 |
±1,5 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,9 |
±0,8 |
|
0,80 |
- |
- |
±1,3 |
±2,0 |
±0,8 |
±1,1 |
±0,6 |
±1,0 | |
|
0,87 |
- |
- |
±1,2 |
±2,2 |
±0,7 |
±1,3 |
±0,6 |
±1,1 | |
|
1,00 |
- |
- |
±0,9 |
- |
±0,6 |
- |
±0,5 |
- | |
|
7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17 |
0,50 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,3 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,9 |
±0,8 |
|
0,80 |
±1,2 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,4 |
±0,6 |
±1,0 |
±0,6 |
±1,0 | |
|
0,87 |
±1,1 |
±2,1 |
±0,8 |
±1,6 |
±0,6 |
±1,1 |
±0,6 |
±1,1 | |
|
1,00 |
±0,9 |
- |
±0,6 |
- |
±0,5 |
- |
±0,5 |
- | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
|
ИК №№ |
cosф/si Пф |
W2%< 1№изм^5% |
W5%< Wизм<W20% |
W20%< Wизм<W100% |
W100%< Wизм<W120% | ||||
|
5wa, % |
5wp, % |
5wa, % |
5wp, % |
5wa, % |
5wp, % |
5wa, % |
5wp, % | ||
|
1, 2, 3, 4, 5, 6 |
0,50 |
- |
- |
±2,1 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,6 |
|
0,80 |
- |
- |
±1,4 |
±2,4 |
±0,9 |
±1,8 |
±0,8 |
±1,7 | |
|
0,87 |
- |
- |
±1,3 |
±2,6 |
±0,9 |
±1,9 |
±0,8 |
±1,7 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,0 |
- |
±0,6 |
- |
±0,6 |
- | |
|
7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17 |
0,50 |
±1,9 |
±2,0 |
±1,4 |
±1,9 |
±1,1 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,6 |
|
0,80 |
±1,3 |
±2,3 |
±1,0 |
±2,0 |
±0,8 |
±1,7 |
±0,8 |
±1,7 | |
|
0,87 |
±1,2 |
±2,5 |
±1,0 |
±2,1 |
±0,8 |
±1,7 |
±0,8 |
±1,7 | |
|
1,00 |
±1,1 |
- |
±0,6 |
- |
±0,6 |
- |
±0,6 |
- | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||||||
|
Примечание: W2% - значение активной и реактивной электроэнергии при 2 % нагрузке; W5% - значение активной и реактивной электроэнергии при 5 % нагрузке; W20% - значение активной и реактивной электроэнергии при 20 % нагрузке; W1oo% - значение активной и реактивной электроэнергии при 100 % нагрузке; W12o% - значение активной и реактивной электроэнергии при 120 % нагрузке; W^ - значение активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; 5woA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 5woP- доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 5 w А - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 5wP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. | |||||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
17 |
|
Нормальные условия: --ток, % от 1ном — напряжение, % от ином — коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: |
от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от плюс21 до плюс 25 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: -- ток, % от 1ном — напряжение, % от ином — коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: — для ТТ и ТН — для счетчиков — для сервера ЦСОИ |
от (2)5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от минус 40 до плюс 40 от 0 до плюс 40 от плюс 15 до плюс 25 |
|
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 ивре-мени поступления результатов |
Автоматическое |
|
Глубина 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 |
100 3,5 |
Надежность системных решений:
— защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
— резервный сервер с установленным специализированным ПО;
— резервирование каналов связи между уровнями ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
— счётчика, с фиксированием событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
— ИВК, с фиксированием событий:
- 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.
Защищённость применяемых компонентов:
— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
— защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на ЦСОИ.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра ИЭН 1547РД-07.01.000.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Ивановские ПГУ» АО «Интер РАО - Электрогенерация». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Кол., шт. |
|
Трансформаторы тока |
JK ELK CN/CM 14 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-СВЭЛ |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-20-1 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
EXK-CTO |
21 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
STE 1/245 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
STE3/123 |
4 |
|
Счетчики |
Альфа А1800 |
17 |
|
Устройство синхронизации времени |
Метроном версии 300 |
1 |
|
ЦСОИ |
HPE Proliant dl380 Gen 10 Silver 4110 |
2 |
|
Формуляр |
ИЭН 1547РД-07.01.000.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
- |
1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Ивановские ПГУ» АО «Интер РАО -Электрогенерация». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016
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
