Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С50 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - 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 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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-2 не более ±1 с. УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера БД более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени сервера БД не более ±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 ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
В качестве резервного эталонного источника календарного времени используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) 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 версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о К | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1.1 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-102 | ТВ-110-IX Кл. т. 0,5S 600/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1.2 | Краснокаменская ТЭЦ, 0РУ-110 кВ, 1 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-101 | ТВ-110-IX Кл. т. 0,5S 600/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1.3 | Краснокаменская ТЭЦ, 0РУ-110 кВ, 1 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-27 | ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 800/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1.4 | Краснокаменская ТЭЦ, 0РУ-110 кВ, 1 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-26 | ТФНД-110М Кл. т. 0,5 800/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1.5 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-107 | ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 600/5 ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1.6 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-109 | ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 600/5 ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1.7 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-115 | ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1.8 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-116 | ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1.9 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-118 | ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 100/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1.10 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-120 | ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 100/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 11 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ОВ-1 110 кВ (ОМВ) | ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 12 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ОВ-2 110 кВ (ШОВ) | ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1 | Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-1 | ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5 | ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 2 | Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-2 | ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5 | ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 3 | Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-4 | ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5 | ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 4 | Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-5 | ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5 | ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-6 | ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 10000/5 | ЗНОЛ-06 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 6 | Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-7 | ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 10000/5 | ЗНОЛ-06 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 2.1 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2СШ, яч. 126, ВЛ-110 кВ «ПС Забайкальск -Краснокаменская ТЭЦ» | ТОГФ-110 Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
| 2.2 | Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1СШ, яч. 123, ВЛ-110-39 «Краснокаменская ТЭЦ - Абагайтуй» | ТФМ-110 Кл. т. 0,5 400/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С50 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±2,9 ±4,7 |
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 для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1.1, 1.2, 1.3, 1.4, 1.5, 1.6, 1.7, 1.8, 1.9, 1.10, 11, 12, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 2.1, 2.2 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД и УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100- до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, °С | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, °С | от +10 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для счетчика СЭТ-4ТМ.03М | 140000 |
| для счетчика СЭТ-4ТМ.02М.02 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
| для УСПД СИКОН С50 | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, | |
| не менее | 10 |
| Сервер БД: | |
| - 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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ 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 | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТВ-110-IX | 64181-16 | 6 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110 Б-1У1 | 2793-88 | 11 |
| Трансформатор тока | ТФНД-110М | 2793-71 | 19 |
| Трансформатор тока | ТШЛ-20 | 21255-08 | 18 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-110 | 44640-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФМ-110 | 16023-97 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 14205-94 | 21 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-03 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-15-63 У2 | 1593-05 | 12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-06 | 3344-72 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-08 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 18 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.02 | 36697-12 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С50 | 28523-05 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-124-2017 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 77148049.422222.130-ПС | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-124-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03.07.2017 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.02, СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД СИКОН С50 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
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) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске
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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске")
68165-17: Методика поверки МП 206.1-124-2017Скачать780.7 Кб