Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пензадизельмаш» (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 с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05), 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.
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 проводным линиям связи, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере осуществляется сбор и обработка полученных данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. От сервера информация в виде xml-макетов формата 80020 передается на АРМ сбытовой организации по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдер.
Передача информации от АРМ сбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой 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. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УСВ-1, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.
Сравнение часов сервера с УСВ-1 осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера и УСВ-1 на величину более ±1 с.
Сравнение часов УСПД с часами сервера осуществляется 1 раз в час, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.
Сравнение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и 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.
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 программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». 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, а также с помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | CalcCli- ents.dll | e. ' cd a Ce hJ c | Cal- cLosses.d ll | Metrol- ogy.dll | Parse- Bin.dll | Par- seIEC.dll | ParseMod bus.dll | ParsePi- ramida.dll | Synchro NSI.dll | Verify- Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | | | | | не ниже 3.0 | | | | |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 | b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименова ние точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС «ПГВ» 110кВ, ввод№3, ЗРУ 6кВ, яч.№10 | ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | FRONT RACK | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 2 | ПС «ПГВ» 110кВ, ввод№2, ЗРУ 6 кВ, яч.№37 | ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 ТПЛШ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 3 | ПС «ПГВ» 110кВ, ввод№1, ЗРУ 6кВ, яч.№13 | ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 4 | ПС «ПГВ» 110кВ, | ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| ввод№4, ЗРУ | 3000/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | 6кВ, яч.№34 | Рег. № 6811-78 | Рег. № 2611-70 | | | ная |
| 5 | ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 6 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,2 |
| 6 | ПС «ПГВ» 110кВ, | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| ЗРУ 6 кВ, | 100/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | яч. № 14 | Рег. № 1276-59 | Рег. № 2611-70 | | | ная |
| | ПС «ПГВ» | ТПЛ-10-М | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | СИКОН | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 7 | 110кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | С70 | FRONT | |
| ЗРУ 6 кВ, | 300/5 | 6000/100 | Рег. № | RACK | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | яч. № 16 | Рег. № 22192-07 | Рег. № 2611-70 | 28822-05 | | ная |
| 8 | ПС «ПГВ» 110кВ, | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| ЗРУ 6 кВ, | 100/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | яч. № 18 | Рег. № 1276-59 | Рег. № 2611-70 | | | ная |
| 9 | ПС «ПГВ» 110кВ, | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| ЗРУ 6 кВ, | 300/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | яч. № 20 | Рег. № 1276-59 | Рег. № 2611-70 | | | ная |
| 10 | ПС «ПГВ» 110кВ, | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| ЗРУ 6 кВ, | 300/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | яч. № 38 | Рег. № 1276-59 | Рег. № 2611-70 | | | ная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 11 | ПС «ПГВ» 110кВ, | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| ЗРУ 6кВ, | 300/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | яч. № 42 | Рег. № 22192-07 | Рег. № 2611-70 | | | ная |
| 12 | РУ-2 6кВ, | ТПФ-10 Кл.т. 0,5 | НОЛ.08 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| яч.№5 | 75/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,6 |
| | | Рег. № 517-50 | Рег. № 3345-04 | | | ная |
| 13 | РУ-4 6кВ, | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| яч.№7 | 300/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | | Рег. № 2363-68 | Рег. № 2611-70 | | | ная |
| | | ТПЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | СИКОН | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 14 | РУ-4 6 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | С70 | FRONT | |
| яч.№6 | 300/5 | 6000/100 | Рег. № | RACK | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | | Рег. № 2363-68 | Рег. № 2611-70 | 28822-05 | | ная |
| 15 | ПС «ПГВ» 110кВ, | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| ЗРУ 6 кВ, | 100/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | яч. № 5 | Рег. № 1276-59 | Рег. № 2611-70 | | | ная |
| 16 | ПС «ПГВ» 110кВ, | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| ЗРУ 6 кВ, | 600/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | яч. № 21 | Рег. № 1261-02 | Рег. № 2611-70 | | | ная |
| 17 | ПС «ПГВ» 110кВ, | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| ЗРУ 6 кВ, | 600/5 | 6000/100 | | | Реактив- | 2,5 | 5,2 |
| | яч. № 27 | Рег. № 1261-02 | Рег. № 2611-70 | | | ная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 18 | ПС «ПГВ» 110кВ,ввод №1, ТСН-2 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 17551-98 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.10 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | СИКОН С70 | FRONT | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| | ПС «ПГВ» | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 17551-98 | | ПСЧ-4ТМ.05М.10 | Рег. № 28822-05 | RACK | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 19 | 110кВ,ввод №2, ТСН-1 | | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
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 тока 5 % от 1ном 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 и УСВ-1 на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 19 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 95 до 105 |
| - ток, % от !ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности cos9 | от 0,5 до 1,0 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, °С | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД и | |
| сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики типа СЭТ-4ТМ.03: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| счетчики типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-1: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчик: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| 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 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 | ТЛШ-10У3 | 11 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛШ-10 | 1 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 10 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 4 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПФ-10 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 4 шт. |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 5 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НОЛ.08 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 16 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 2 шт. |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 1 шт. |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-1 | 1 шт. |
| Сервер | FRONT RACK | 1 шт. |
| Методика поверки | МП ЭПР-022-2017 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ТРЭП.773141.002 ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-022-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пензадизельмаш». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 25.08.2017 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.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.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - 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.;
- контроллеры СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-1 - в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000МП «Устройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 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) ОАО «Пензадизельмаш»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Пензадизельмаш"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Пензадизельмаш"")
68865-17: Методика поверки МП ЭПР-022-2017Скачать9.9 Мб