Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ «Старорусская» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-325 (Рег. № 37288-08), коммутационное оборудование;
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) на базе персональго компьтера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуры; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) со встроенным GPS-приемником, обеспечивающем синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной
составляющей - ±1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журнал событий счетчика электроэнергии отражает время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| «АльфаЦЕНТР» | v. 11.07.01.01 | e357189aea0466e98b 0221dee68d1e12 | amrserver.exe | MD5 |
| 745dc940a67cfeb3a1 b6f5e4b17ab436 | amrc.exe |
| ed44f810b77a6782ab daa6789b8c90b9 | amra.exe |
| 0ad7e99fa26724e651 02e215750c655a | cdbora2.dll |
| 0939ce05295fbcbbba 400eeae8d0572c | encryptdll.dll |
| b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd | alphamess.dll |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская - Русса, Л. Старорусская | ТФЗМ 110Б-1У У1 Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8683; 8590; 8684 Рег. № 26422-04 | НКФ110-83У1 Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61491; 61459; 61474 Рег. № 1188-84 | EA02RAL-P3G-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01047609 Рег. № 16666-97 | RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08 |
| 2 | ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская -Шимск с отпайками на ПС Вороново, Солобко, Коростынь, Л.Шимская-1 | ТФЗМ 110Б-1У Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав.№ 8682 Зав.№ 8612 Зав.№ 11322 Рег. № 26422-04 | НКФ110-83У1 Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61483; 61486; 61480 Рег. № 1188-84 | EA02RAL-P3G-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01047612 Рег. № 16666-97 | RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08 |
| 3 | ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская -Медниково, Л.Медниковская | ТФЗМ 110Б-1У У1 Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8659; 8632; 8644 Рег. № 26422-04 | НКФ110-83У1 Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61483; 61486; 61480 Рег. № 1188-84 | EA02RAL-P3G-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01050160 Рег. № 16666-97 | RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08 |
| 4 | ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Пола -Старорусская с отпайкой на ПС Парфино, Л.Парфинская-1 | ТФЗМ 110Б-1У У1 Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав . № 8608; 8653; 8669 Рег. № 26422-04 | НКФ110-83У1 Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61491; 61459; 61474 Рег. № 1188-84 | ЕАО2ВАВ-Р4В-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01100390 Рег. № 16666-97 | RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская -Залучье, Л.Залучская-1 | ТФЗМ 110Б-1У У1 Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8692; 8680; 8676 Рег. № 26422-04 | НКФ110-83У1 Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61491; 61459; 61474 Рег. № 1188-84 | ЕАО2КАВ-Р4В-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01100392 Рег. № 1666697 | RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08 |
| 6 | ПС 330 кВ «Старорусская», ОРУ 110 кВ ОВ-110 кВ | ТФЗМ 110Б-1У У1 Кт = 0,2 Ктт = 1000/1 Зав . № 8679;8633; 8642 Рег. № 26422-04 | НКФ110-83У1 Кт = 0,5 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 61483; 61486; 61480 Рег. № 1188-84 | EA02RAL-P3G-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01050158 Рег. № 1666697 | RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 37288-08 |
| 7 | ПС 330 кВ «Старорусская», ЗРУ 10 кВ ТСН-4 0,4 кВ | ТШ-0,66 Кт = 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 29803; 73882; 45279 Рег. № 22657-02 | - | EA02RAL-Р4В-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01126580 Рег. № 1666697 | RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 3728808 |
| 8 | ПС 330 кВ «Старорусская», ЗРУ 10 кВ ТСН-1 0,4 кВ | Т-0,66 Кт = 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 46610; 86451; 86450 Рег. № 22656-02 | - | EA02RAL-P4B-4 Кт = 0,2S/0,5 Зав. № 01126672 Рег. № 1666697 | RTU-325 Зав. № 000650 Рег. № 3728808 |
Примечания:
1. Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская» как его неотъемлемая часть.
2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %, | 8100 %, |
| I1(2)—I изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | I100%—1изм—I120% |
| 1 - 3, 6 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 |
| 0,9 | - | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 |
| 0,8 | - | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,7 | - | ±1,6 | ±1,1 | ±1,0 |
| 0,5 | - | ±2,3 | ±1,6 | ±1,4 |
| 4 - 5 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,2 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,8 | - | ±1,5 | ±1,1 | ±1,0 |
| 0,7 | - | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,5 | - | ±2,5 | ±1,7 | ±1,5 |
| 7 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±1,7 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,2 | ±0,9 |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,8 | ±1,3 |
| 0,5 | - | ±5,4 | ±2,7 | ±1,9 |
| 8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±1,7 | ±0,9 | ±0,6 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,1 | ±0,8 |
| 0,8 | - | ±2,7 | ±1,4 | ±0,9 |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,7 | ±1,2 |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,6 | ±1,8 |
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 81(2)%- | 85 %, | 820 %, | 8100 %, |
| I1(2)—I изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | I100%—1изм—I120% |
| 1 - 3, 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±2,0 | ±1,4 | ±1,3 |
| 0,7 | - | ±1,7 | ±1,2 | ±1,1 |
| 0,5 | - | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 |
| 4 - 5 (Сч. 1,0; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
| 0,8 | - | ±2,5 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,7 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,5 | - | ±1,9 | ±1,4 | ±1,3 |
| 7 (Сч. 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,3 | ±2,3 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,4 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,5 |
| 0,5 | - | ±2,8 | ±1,6 | ±1,3 |
| 8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,2 | ±3,1 | ±2,1 |
| 0,8 | - | ±4,3 | ±2,2 | ±1,5 |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,7 | ±1,2 |
| 0,5 | - | ±2,5 | ±1,3 | ±1,0 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)<I изм<15% | I5%<Iu3m<I20% | I20%<Iu3m<I100% | I100%<Iu3m<I120% |
| 1 - 3, 6 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,2 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | - | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,7 | - | ±1,7 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,5 | - | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 |
| 4 - 5 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±1,8 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,8 | - | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,7 | - | ±2,2 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,5 | - | ±2,9 | ±2,1 | ±2,0 |
| 7 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,0 | ±2,3 |
| 8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,8 | ±1,3 |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)<I изм<15% | I5%<Iu3m<I20% | I20%<Iu3m<I100% | I100%<Iu3m<I120% |
| 1 - 3, 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±3,1 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,8 | - | ±2,3 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,7 | - | ±2,0 | ±1,4 | ±1,3 |
| 0,5 | - | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 |
| 4 - 5 (Сч. 1,0; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±4,3 | ±2,8 | ±2,5 |
| 0,8 | - | ±3,5 | ±2,4 | ±2,2 |
| 0,7 | - | ±3,1 | ±2,2 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±2,8 | ±2,1 | ±2,0 |
| 7 (Сч. 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±7,0 | ±3,7 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±5,1 | ±2,9 | ±2,3 |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,5 | ±2,2 |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,2 | ±2,0 |
| 8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,4 | ±3,2 | ±2,3 |
| 0,8 | - | ±4,4 | ±2,3 | ±1,7 |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,5 | ±1,2 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 5i(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а
погрешность измерений 51(2)%Р и 5i(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%;
2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | (50±0,15) |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1(5) до 120 |
| - частота, Гц | (50±0,4) |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -30 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: | 48 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее ИВК: | 5 |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 3 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование СИ | Тип | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б | 17 |
| Трансформатор тока | ТФНД-110М | 1 |
| Трансформатор тока | ТШ-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-83 | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EA02RAL-P3G-4 | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EA02RAL-P4B-4 | 4 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Методика поверки | 1749/500-2013 | 1 |
| Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.020.09.ПС-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1749/500-2013 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.09.2013 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU -325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- для счетчиков ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская». Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/078-2013 от 17.09.2013 г.
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
