Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд» Изменение №1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ОАО «Павловск Неруд», автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-325, устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), АРМы и программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр».
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 1-9, 19, 24-26 по проводным линиям связи
интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 10, 18, 29 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модемов и передается в УСПД.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 13, 14, 15, 16, 19-23, 27, 28 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы радиомодемов и передается в УСПД.
На УСПД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача полученных данных с помощью средств для организации локальной вычислительной сети на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации на подключенных к серверу автоматических рабочих местах.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера БД 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, с использованием электронно-цифровой подписи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени, часы сервера БД, УСПД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и УСПД на ±2 с. УСПД осуществляет синхронизацию времени сервера БД и счетчиков. Сличение часов сервера БД со временем часов УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут. Корректировка времени сервера выполняется при достижении расхождения показаний часов УСПД и сервера БД на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 минут), корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа Центр». 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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа Центр»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ОРУ-35 кВ 1 с.ш. Ввод 35 кВ №1 | А С | ТФН-35М 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3690-73 | А В С | ЗНОМ-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | RTU-325 Рег. № 37288-08 Сервер HP ProLiant DL320 G3 |
| 2 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. Ввод 6кВ №1 | А С | ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 3 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ОРУ-35 кВ 2 с.ш. Ввод 35 кВ №2 | А С | ТФН-35М 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3690-73 | А В С | ЗНОМ-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 4 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. Ввод 6кВ №2 | А С | ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
| 5 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 РУ-10 кВ 2 с.ш. Ввод 10 кВ №2 | А С | ТПОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | А С | НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 6 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 РУ-10 кВ 1 с.ш. Ввод 10 кВ №1 | А С | ТПОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | А С | НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 7 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7 | А С | ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 | А В С | НТМИ-6-66(2) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 8 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч.26 | А С | ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 | А В С | НТМИ-6-66(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 9 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч.18 | А С | ТПЛ-10У3 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59 | А В С | НТМИ-6-66(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 10 | КТП 6/0,4 кВ №33 вывод 0,4 кВ ТМ-100 кВА | А В С | Т-0,66 75/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 6891-85 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 13 | ПС 35/10 кВ Павловск-5 РУ-10 кВ 2 с.ш. Ввод 10 кВ №2 яч.17 | А С | ТПОЛ-10УЗ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | А С | НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 14 | ПС 35/10 кВ Павловск-5 РУ-10 кВ 1 с.ш. Ввод 10 кВ №1 яч.2 | А С | ТПОЛ-10УЗ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | А С | НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №4947-75 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | RTU-325 Рег. № 37288-08 Сервер HP ProLiant DL320 G3 |
| 15 | ПС 35/10 кВ Павловск-5 ТСН-2 | А В С | Т-0,66У3 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26198-03 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 16 | ПС 35/10 кВ Павловск-5 ТСН-1 | А В С | Т-0,66У3 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26198-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 18 | ТП 10/6/0,4 кВ №15 Вывод 0,4 кВ Т-2 | А В С | Т-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. №26198-03 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 19 | ПС 35/6 кВ Павловск-3 ОРУ-35 кВ Ввод 35 кВ Т-1 | А В С | GIF 40.5 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 56411-14 | А В С | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
| 20 | ПС 35/6 кВ Павловск-3 ОРУ-35 кВ Ввод 35 кВ Т-2 | А В С | GIF 40.5 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. №56411-14 | А В С | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 21 | КТП-2 1000/6/0,4 кВ ЖБК Вывод 0,4 кВ ТМ-1000 кВА | А В С | ТНШЛ-0,66 У2 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. №64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 22 | КТП-2 1000/6/0,4 кВ ЖБК ячейка КРУ-6 кВ | А С | ТОЛ-10-1-2 100/5 Кл. т. 0,5 S Рег. № 47959-16 | А В С | ЗНОЛП-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №46738-11 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 23 | КТПНУ 630/6/0,4 Ввод 6 кВ ТМ-630 кВА | А С | ТОЛ-НТЗ-10-01 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 69606-17 | А В С | ЗНОЛП-НТЗ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
| 24 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. яч.9 | А С | ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 | А В С | НТМИ-6-66(2) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 25 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч.33 | А С | ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 | А В С | НТМИ-6-66(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 26 | ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч.32 | А С | ТПЛ-10 УЗ 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59 | А В С | НТМИ-6-66(1) 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 27 | ТП-45 6/0,4 кВ вывод 0,4 кВ ТМ- | А В | ТТИ 1500/5 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325 Рег. № |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| | 630 кВА | С | Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-07 | | Рег. № 27524-04 | 37288-08 Сервер HP ProLiant DL320 G3 |
| 28 | КТПНУ 160/6/0,4 кВ вывод 0,4 кВ ТМ-160 кВА | А В С | Т-0,66 УЗ 250/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 52667-13 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 29 | КТПНУ 630/6/0,4 Вывод 0,4 кВ Т1 ТМ-630 кВА | А В С | ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Пр имечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН, 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.
2 Допускается замена УССВ 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 на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
1 (1) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к четырем счетчикам
измерительных каналов №№ 8, 9, 25, 26.
(2)
2 - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 7, 24_
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1-3, 6-8, | Активная | 1,1 | 2,9 |
| 14, 26 | Реактивная | 2,2 | 4,6 |
| | Активная | 1,1 | 2,9 |
| 5, 9, 23-25 | | | |
| | Реактивная | 2,3 | 4,7 |
| 10, 15, 18, | Активная | 0,8 | 2,8 |
| 21, 27, 28 | Реактивная | 1,8 | 4,5 |
| | Активная | 1,2 | 3,3 |
| 4, 13 | | | |
| | Реактивная | 2,4 | 5,7 |
| | Активная | 1,1 | 2,9 |
| 19, 20 | | | |
| | Реактивная | 2,3 | 4,7 |
| | Активная | 0,8 | 2,8 |
| 16, 29 | | | |
| | Реактивная | 1,9 | 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| | Активная | 1,1 | 2,9 |
| 22 | | | |
| | Реактивная | 2,2 | 5,1 |
| Примечания: | | |
| 1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 26 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | 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 1 (5) до 120 |
| - коэффициент мощности, еоБф | 0,5 инд до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч. | 2 |
| для RTU-325: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч. | 2 |
| для УССВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч. | 1 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч. | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД RTU-325: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 3,5 |
| сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- Журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточные клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Измерительный трансформатор тока | ТФН-35 | 4 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 4 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 8 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 8 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПЛ-10У3 | 4 |
| Измерительный трансформатор тока | Т-0,66 | 15 |
| Измерительный трансформатор тока | GIF 40.5 | 6 |
| Измерительный трансформатор тока | ТТИ | 6 |
| Измерительный трансформатор тока | ТНШЛ-0,66 У2 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2 | 2 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10-01 | 2 |
| Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6 | 3 |
| Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-6 | 3 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НОМ-10-66 | 8 |
| Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 15 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 11 |
| УСПД | RTU-325 | 1 |
| У стройства синхронизации системного времени | УССВ-35Ц^ | 2 |
| Сервер | HP ProLiant DL320 G3 | 1 |
| ПО | АльфаЦентр | 1 |
| Паспорт-формуляр | РЭ.466453.034.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП РЦСМ-009-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП РЦСМ-009-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд» Изменение №1. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 03.08.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03 - по документу: методика поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по документу: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- RTU-325 - по документу: ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2008г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Павловск Неруд» Изменение №1». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 052-RA.RU.311785/2018 от 26.07.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72899-18: Методика поверки МП РЦСМ-009-2018Скачать572.8 Кб