Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭСК РусГидро» (ОАО «КЭМЗ») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных АО «ЭСК РусГидро» (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 преобразуются 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.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК №№ 1-12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации - перевод в именованные величины с учетом постоянной счетчика, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по каналам связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для ИК №№ 13-15 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где производится перевод в именованные величины с учетом постоянной счетчика, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН.
На сервере осуществляется сбор и обработка полученных данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.
Сервер может принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной подписью 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 виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. В качестве первичного эталонного источника календарного времени используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет по протоколу NTP. Тайм-сервер работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. Корректировка
показаний часов сервера осуществляется при расхождении с часами NTP-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±2 с.
Для ИК №№ 1-12 сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Для ИК №№ 13-15 сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика и часов сервера на величину более ±2 с. Передача данных от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа, а также с помощью специальных программных средств. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
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 | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
Но мер | Наименова ние точки измерений | | | | | Сервер | Вид электро | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | | энергии |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| ПС «Южная» | ТПОЛ-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| 110/6/6 кВ, | Кл.т. 0,5 | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
1 | ЗРУ-6 кВ, | 600/5 | | | | | |
| 1СШ 6 кВ, яч.ф. 647 | Рег. № 1261-59 | Рег. № 36697-12 | | | Реактивная | 2,3 | 4,8 |
2 | ПС «Южная» 110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. ф. 648 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | HP ProLiant | Активная | 1,1 | 3,0 |
6000/100 Рег. №20186-05 | Рег. № 36697-12 | Рег. № 28822-05 | DL360 G7 | Реактивная | 2,3 | 4,8 |
| ПС «Южная» | ТПОЛ-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
3 | 110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 1 | Кл.т. 0,5 600/5 | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| СШ 6 кВ, яч. | | Рег. № 27524-04 | | | Реактивная | 2,3 | 4,6 |
| ф. 649 | Рег. № 1261-59 | Рег. №20186-05 | | | | | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| ПС «Южная» | ТПОЛ-10 | НАМИ-10 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| 110/6/6 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,2 | | | Активная | 1,0 | 2,9 |
4 | ЗРУ- 6 кВ, 2 | 600/5 | 6000/100 | | | | | |
| СШ 6 кВ, яч. | | | Рег. № 36697-12 | | | Реактивная | 2,0 | 4,7 |
| ф. 661 | Рег. № 1261-59 | Рег. № 11094-87 | | | | | |
| ПС «Южная» | ТПОЛ-10 | НАМИ-10 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| 110/6/6 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,2 | | | Активная | 1,0 | 2,9 |
5 | ЗРУ- 6 кВ, 2 | 600/5 | 6000/100 | | | | | |
| СШ 6 кВ, яч. | | | Рег. № 36697-12 | | | Реактивная | 2,0 | 4,7 |
| ф. 662 | Рег. № 1261-59 | Рег. № 11094-87 | | | | | |
| ПС «Южная» | ТПОЛ-10 | НАМИ-10 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКОН | | | | |
| 110/6/6 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,2 | С70 | HP ProLiant DL360 G7 | Активная | 1,0 | 2,9 |
6 | ЗРУ- 6 кВ, 2 | 600/5 | 6000/100 | | | | |
| СШ 6 кВ, яч. | | | Рег. № 36697-12 | Рег. № | Реактивная | 2,0 | 4,7 |
| ф. 667 | Рег. № 1261-59 | Рег. № 11094-87 | 28822-05 | | | | |
| ПС «Южная» | ТПОЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| 110/6/6 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
7 | ЗРУ- 6 кВ, 3 | 600/5 | 6000/100 | | | | | |
| СШ 6 кВ, яч. | | | Рег. № 27524-04 | | | Реактивная | 2,3 | 4,6 |
| ф. 657 | Рег. № 1261-59 | Рег. № 2611-70 | | | | | |
| ПС «Южная» | ТПОЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| 110/6/6 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
8 | ЗРУ- 6 кВ, 3 | 600/5 | 6000/100 | | | | | |
| СШ 6 кВ, яч. | | | Рег. № 27524-04 | | | Реактивная | 2,3 | 4,6 |
| ф. 658 | Рег. № 1261-59 | Рег. № 2611-70 | | | | | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| ПС «Южная» | ТОЛ-10-I | ЗНОЛП-6 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
9 | 110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 4 | Кл.т. 0,2S 600/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | | | Активная | 0,9 | 1,6 |
| СШ 6 кВ, яч. | | | Рег. № 36697-08 | | | Реактивная | 1,6 | 2,8 |
| ф. 668 | Рег. № 15128-07 | Рег. № 23544-07 | | | | | |
| ПС «Южная» | ТОЛ-10-I | ЗНОЛП-6 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
10 | 110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 4 | Кл.т. 0,2S 400/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СИКОН С70 | | Активная | 0,9 | 1,6 |
| СШ 6 кВ, яч. | | | Рег. № 36697-08 | | Реактивная | 1,6 | 2,8 |
| ф. 676 | Рег. № 15128-07 | Рег. № 23544-07 | | | | |
| ПС «Южная» | ТОЛ-10-I | ЗНОЛП-6 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № 28822-05 | | | | |
11 | 110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 4 | Кл.т. 0,2S 400/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | HP ProLiant DL360 G7 | Активная | 0,9 | 1,6 |
| СШ 6 кВ, яч. | | | Рег. № 36697-08 | | Реактивная | 1,6 | 2,8 |
| ф. 677 | Рег. № 15128-07 | Рег. № 23544-07 | | | | | |
| ПС «Южная» | ТОЛ-10-I | ЗНОЛП-6 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
12 | 110/6/6 кВ, ЗРУ- 6 кВ, 4 | Кл.т. 0,2S 400/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | | | Активная | 0,9 | 1,6 |
| СШ 6 кВ, яч. | | | Рег. № 36697-08 | | | Реактивная | 1,6 | 2,8 |
| ф. 682 | Рег. № 15128-07 | Рег. № 23544-07 | | | | | |
| ПС «Ковров» 110/6 кВ, | ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
13 | ЗРУ- 6 кВ, 2 | 400/5 | 6000/100 | - | | | | |
| СШ 6 кВ, яч. | | | Рег. № 36355-07 | | | Реактивная | 2,5 | 5,7 |
| ф. 619 | Рег. № 814-53 | Рег. № 380-49 | | | | | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
14 | ПС «Селива-ново» 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. ф.101 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Активная | 1,0 | 2,9 |
| Рег. № 1856-63 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 36697-12 | | HP ProLiant | Реактивная | 2,0 | 4,7 |
15 | ПС «Селива-ново» 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. ф.107 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | DL360 G7 | Активная | 1,0 | 2,9 |
| Рег. № 2363-68 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 36697-12 | | | Реактивная | 2,0 | 4,7 |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1-8, 13-15 указана для тока 5 % от !ном, для ИК №№ 9-12 - для тока 2 % от I*,* cosj = 0,8инд.
4 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. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть._
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Количество ИК | 15 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Uном | от 95 до 105 |
- ток, % от !ном | |
- для ИК №№ 9-12 | от 1 до 120 |
- для остальных ИК | от 5 до 120 |
- коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
- частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | от 90 до 110 |
- напряжение, % от Uном | |
- ток, % от !ном | от 1 до 120 |
- для ИК №№ 9-12 | от 5 до 120 |
- для остальных ИК | от 0,5 до 1,0 |
- коэффициент мощности cos9 | от 49,6 до 50,4 |
- частота, Гц | от -45 до +40 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | |
температура окружающей среды в месте расположения | от 0 до +40 |
счетчиков, °С | |
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +15 до +25 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, | |
°С | от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 36697-12): | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
счетчики типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | |
номер в Федеральном информационном фонде | |
36697-08): | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
1 | 2 |
Глубина хранения информации: | |
счетчик: | 113 5 |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, |
сут, не менее |
- при отключении питания, лет, не менее | |
УСПД: | |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | 45 |
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | 5 |
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
- при отключении питания, лет, не менее | |
сервер: | 3,5 |
- хранение результатов измерений и информации состояний |
средств измерений, лет, не менее | |
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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количество |
Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 16 шт. |
Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 12 шт. |
Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 2 шт. |
Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 2 шт. |
Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2 шт. |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 1 шт. |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 3 шт. |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 шт. |
Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-6 | 3 шт. |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 1 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 11 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 3 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 1 шт. |
Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 1 шт. |
Сервер | HP ProLiant DL360 G7 | 1 шт. |
Методика поверки | МП ЭПР-019-2017 | 1 экз. |
Паспорт-формуляр | ЭСРГ.780440.010.ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-019-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭСК РусГидро» (ОАО «КЭМЗ»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному
ООО «ЭнергоПромРесурс» 18.08.2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭСК РусГидро» (ОАО «КЭМЗ»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения