Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Роскоммунэнерго" в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1 (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, двухуровневую 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 (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерений 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», эталонный источник системного времени тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ».

Измерительные каналы (ИК) состоят из двух 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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP. ИВК имеет возможность сбора информации от системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии филиала АО «Облкоммунэнерго» -ЗАО «Тагилэнергосети» (Рег. № 67259-17).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. Источником сигналов точного времени служит тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер). Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). Синхронизация сервера БД АИИС КУЭ осуществляется от тайм-сервера в соответствии с международным документом RFC-1305 через глобальную сеть Интернет с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) Тайм-сервер обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени тайм-сервера более чем на ±1 с, Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) 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 ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование модуля ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор модуля ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «Энергосфера» 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.

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

Номер точки измерений

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

Основная

погрешность,

%

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

201

ПС «Приречная» 110/6кВ,

ЗРУ - 6 кВ, 1 сш, яч. 102, ф.6 кВ ф. Черных - 1

Т0Л-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±2,6

±4,3

2

202

ПС «Приречная» 110/6кВ,

ЗРУ - 6 кВ, 2 сш, яч. 211, ф.6 кВ ф. Черных - 2

Т0Л-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±2,6

±4,3

3

203

ПС «Приречная» 110/6кВ,

ЗРУ - 6 кВ, 1 сш, яч. 105, ф.6 кВ ГМЗ - 1

Т0Л-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±2,6

±4,3

4

204

ПС «Приречная» 110/6кВ,

ЗРУ - 6 кВ, 2 сш, яч. 202, ф.6 кВ ГМЗ - 2

Т0Л-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±2,6

±4,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

205

ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 сш, яч.305, ф.6кВ ГДМ-1

ТОЛ-10-I-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

6

206

ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 сш, яч.406, ф.6кВ ГДМ-2

ТОЛ-10-I-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

7

207

ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 сш, яч.104, ф.6кВ Красноармейский-1

ТОЛ-10-I-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

8

208

ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 сш, яч.208, ф.6кВ Красноармейский-2

ТОЛ-10-I-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

9

143а

ПС «Сторожевая» 35/6кВ, ЗРУ-6 кВ,

ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5 150/5

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

2 сш, яч.18, ф.Михайловский-2

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,7

±4,8

10

211

ПС «Пихтовая» 110/6 кВ, ЗРУ-6кВ,

ТПЛ-10-М-1У2 Кл. т. 0,5S 400/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,4

4сш, яч.6, ф.6кВ Хвойный 4

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,6

±4,3

11

212

ПС «Пихтовая» 110/6 кВ, ЗРУ-6кВ,

ТПЛ-10-M-I Кл. т. 0,5S 150/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,4

2сш, яч.50, ф.6кВ Энтузиастов 2

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,6

±4,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

209

ПС «Горбуново» 110/35/10 кВ,

ТПЛ-10-М-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5

НАМИ-10-95

УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

ЗРУ-10кВ, 2сш, яч.15, Муринский 4

Кл. т. 0,5 10000/100

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,7

±4,8

13

210

ПС «Горбуново» 110/35/10 кВ,

ТПЛ-10-М-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

ЗРУ-10кВ, яч.6 Муринский 3

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,7

±4,8

ПС «Красный

14

3

Камень»

110/35/6кВ,

ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5S 400/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,4

ЗРУ-6кВ, 2 сш, яч.2, ф.6кВ ДК Строитель-2

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,6

±4,3

ПС «Красный

15

2

Камень»

110/35/6кВ,

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,3

ЗРУ-6кВ, 1 сш, яч. 33, ф.6кВ ДК Строитель-1

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,6

±4,3

ПС «Красный

16

1

Камень»

110/35/6кВ,

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,3

ЗРУ-6кВ, 1 сш, яч. 1, ф.6кВ Комсомольский-1

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,6

±4,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ВМ-2006 оп.35

ТОЛ-10-1-2

ЗНОЛП

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,3

17

135а

ВЛ-6кВ ф. Руш-1 от ПС «Старатель»

Кл. т. 0,5 150/5

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

реактивная

±2,6

±4,3

18

177

ЛЭП-10кВ Хуторка, отпайка, опора 2а, ПКУ-10кВ ЛЭП «Хуторка»

ТОЛ-Ю-Ш-2 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 50/5

НОЛ-10-III УХЛ1 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,4

±4,3

19

87

ПС «Выйская» 35/6кВ, ЗРУ-6 кВ,

ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 200/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03

активная

±1,1

±3,0

1 сш, яч.6, ф.Котельная 1

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,7

±4,8

20

93

ЯКНО 6 кВ ВЛ-17 6кВ от оп.5

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 150/5

НОЛ.08-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

активная

±1,2

±3,4

ВЛ-6 кВ ф.Огнеупор-1

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,6

±4,3

21

105

ВМ-1005 6кВ отпайки от оп.23

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5

НОЛ.08 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

активная

±1,2

±3,3

ВЛ-6 кВ ф.Гидроузел-3

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,6

±4,3

ПС «Старатель» 110/35/6кВ, ЗРУ- 6 кВ, 1 сш, яч. 13, ф.6 кВ Руш 1

ТОЛ-10-У3

ЗНОЛ-06-6УЗ Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03

активная

±1,1

±3,0

22

135

Кл. т. 0,5 200/5

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,6

±4,6

Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

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 указанадля cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 22 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, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом 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

22

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 98 до 102

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

для ИК № 1-4

0,87

для ИК № 5-22

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8емк.

- 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 +60

- 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 СЕ 304 S32 402

120000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01

165000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M

165000

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.12

165000

для электросчетчика Mеркурий 230 AR^00 РQRSIDN

150000

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.00

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

1

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

40

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

3,5

средств измерений, лет, не менее

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (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) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег №

Количество,

шт./экз.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТОЛ-Ю-[-1-У2

47959-11

24

Трансформатор тока

ТПОЛ-10 У3

1261-08

5

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М-1У2

47958-11

3

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М-1У2

47958-16

4

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М-1

47958-11

3

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М-У2

22192-07

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-2

15128-07

2

Трансформатор тока

ТОЛ-Ю-Ш-2-УХЛ1

47959-11

2

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

1261-02

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-У3

7069-02

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6 У2

46738-11

12

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

3344-72

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-06-6УЗ

46738-11

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП

23544-07

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

60002-15

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

831-53

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66У3

831-69

1

Трансформатор напряжения

НОЛ-Ю-Ш-УХЛ1

49075-12

2

Трансформатор напряжения

НОЛ.08-6 У2

66629-17

2

Трансформатор напряжения

НОЛ.08

3345-04

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 AR^00 РQRSIDN

23345-07

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY

31424-07

8

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-12

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

50460-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

50460-12

1

Сервер баз данных

IBM Blade Server HS22

-

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

МП 206.1-008-2018

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-008-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29 января 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»;

-    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-4ТM.03 - по документу Методика поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТМ.03М.01 - 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.;

-    счетчиков СE 304 S32 402 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 304. Методика поверки» ИНЕС.411152.064 Д1, согласованному с ФГУП «ВНИИМС» в 2006 г.;

-    счётчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г.

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS;

-    термогигрометр CENTER (мод.311): 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 АИИС КУЭ ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1

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.

Развернуть полное описание