Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (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 (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, 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 (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ), 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 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
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. Сервер, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал) опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них получасовые значения электроэнергии, показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных. АРМ (в составе ЦСОИ энергосбытовой организации), подключенный через сеть интернет к ИВК АИИС КУЭ Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго», в автоматическом режиме, с использованием ЭП, раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±10 мкс. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±90 мс.
Для ИК № 1 - 11, 17 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.
Для ИК № 12 - 16 Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и часов сервера БД более чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: 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 Пирамида 2000 версии не ниже 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.
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | CalcClients.dll CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» 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.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о Н | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Вид электроэне ргии | Основная погрешно сть, % | Погрешн ость в рабочих условиях , % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Краснополянская ГЭС |
| 1 | Краснополянская ГЭС, ГГ-1 6 кВ | ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 Кл. т. 0,5 1000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 2 | Краснополянская ГЭС, ГГ-2 6 кВ | ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 Кл. т. 0,5 1000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 3 | Краснополянская ГЭС, ГГ-3 6 кВ | ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 Кл. т. 0,5 1000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 4 | Краснополянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, КЛ 110кВ Краснополянская ГЭС - Поселковая | ТАТ Кл. т. 0,2S 600/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | A1802RALXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 5 | Краснополянская ГЭС, ОРУ-110кВ, 2 СШ-110кВ, КЛ 110кВ Краснополянская ГЭС - Лаура | ТАТ Кл. т. 0,2S 600/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | Краснополянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Краснополянская ГЭС -Хоста с отпайками | ТАТ Кл. т. 0,2S 600/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | СИКОН С70 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,2 ±4,1 |
| 7 | Краснополянская ГЭС, ОРУ-110кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Краснополянская ГЭС -Бытха с отпайками | ТАТ Кл. т. 0,2S 600/5 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 | EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,2 ±4,1 |
| 8 | Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.№4, КЛ-10 кВ, ф. "ТРП-16-I | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 600/5 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 10000/100 | A1805RALQV- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 9 | Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10кВ, яч. №7, КЛ-10 кВ, РП-103н-1 | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 600/5 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 10000/100 | A1805RALQV- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 10 | Краснополянская ГЭС, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10кВ, яч. № 8, КЛ-10кВ, РП-10Зн-11 | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 600/5 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 10000/100 | A1805RALQV- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | Краснополянская ГЭС, | | | | | | | |
| | ЗРУ-10 кВ, | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 | A1805RALQV- | СИКОН | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 11 | 2 СШ 10кВ, | Кл. т. 0,5S | Кл. т. 0,5 | P4GB-DW-4 | С70 | | | |
| | яч. №11,КЛ-10кВ, ф. | 600/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,8 |
| | "ТРП-16-П” | | | | | | | |
| 12 | Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ, | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 | | A1805RALXQV- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| ф.«ПЛОТИНА СН», РУ-0,4 кВ, ТП-К5н | | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| 13 | Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ, | Т-0,66 Кл. т. 0,5 150/5 | | A1805RALXQV- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| ф.«ПЛОТИНА ХН» РУ-0,4 кВ, ТП-К5н | | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| 14 | Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, ф. "БСР СН", РУ-0,4 кВ, ТП-К6 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S | | A1805RALXQV- P4GB-DW-4 | | активная | ±1,0 | ±3,3 |
| | 50/5 | | Кл. т. 0,5S/1,0 | | реактивная | ±2,4 | ±5,7 |
| 15 | Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, ф. "БСР ХН", РУ- 0,4 кВ, ТП-К6 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 | | A1805RALXQV- P4GB-DW-4 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| | 150/5 | | Кл. т. 0,5S/1,0 | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| 16 | Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, | Т-0,66 Кл. т. 0,5 30/5 | | A1805RALXQV- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| ф. "Напорный бассейн", РУ-0,4кВ, ТП-К4 | | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| 17 | Краснополянская ГЭС, ВРУ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ, | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 | | EA05RAL-B-4 | СИКОН | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| ф. "Малая ГЭС", РУ-0,4 кВ, ТП-К6 | | Кл. т. 0,5S/1,0 | С70 | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, 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 для cosj = 0,8 инд, I = 0,02(0,05)!ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 17 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 на аналогичные утвержденного типа. Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте 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 |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 17 |
| 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 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 2 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, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика EA05RAL-B-4 | 80000 |
| для электросчетчика A1802RALXQ-P4GB-DW-4 | 120000 |
| для электросчетчика A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 120000 |
| для электросчетчика A1805RALQV-P4GB-DW-4 | 120000 |
| для электросчетчика A1805RALXQV-P4GB-DW-4 | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| 1 | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
| для УСПД СИКОН С70 | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| 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 | 45 |
| 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: | |
| - 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:
- 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 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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» 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 | Тип | Рег № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 | 47958-11 | 9 |
| Трансформатор тока | ТАТ | 29838-05 | 12 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 32139-11 | 12 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 47176-11 | 12 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 50733-12 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 26452-06 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-13 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ-10-1 | 38394-08 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | EA05RAL-B-4 | 16666-07 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALХQ-Р4GB-DW-4 | 31857-11 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-F4GB -DW-4 | 31857-11 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RALQV-F4GB-DW-4 | 31857-11 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RALХQV-Р4GB-DW-4 | 31857-11 | 5 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 3 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-09 | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2000 | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-121-2018 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.526 ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-121-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «15» июня 2018 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 по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измериетльные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измериетльные 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 EA05RAL-B-4 - по документу «Многофункциональный многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 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%.
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
«Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго», 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) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»
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
72152-18: Методика поверки МП 206.1-121-2018Скачать3.3 Мб