Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПримаЭнерго» (ООО «СТН-Строй») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и 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 - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК)
ООО «ПримаЭнерго» (ООО «СТН-Строй»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2) 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 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 сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-2 обеспечивает сличение часов сервера БД не чаще, чем 1 раз в час. Коррекция часов сервера БД проводится внезависимости от расхождения часов сервера БД и времени приемника. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки.
В случае выхода из строя УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов сервера БД от NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTS (SU) не превышает 10 мс. Сервер периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Журналы событий сервера БД 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».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| 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 К | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | Вид электроэнергии | Основная погреш | Погрешность в рабочих |
| | | | | | ность, % | условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ГПП 110/6 кВ «ГМЗ» |
| | ГПП 110 ГМЗ, РУ-6 кВ, II СШ 6 кВ, яч. 2, КЛ-6 кВ | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 100/5 Рег. № 22192-07 | ЗН0Л.06 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.03 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 1 | Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,8 | ±5,6 |
| | ГПП 110 ГМЗ, РУ-6 кВ, I СШ 6 кВ, яч. 3, КЛ-6 кВ | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 800/5 Рег. № 47958-11 | ЗН0Л.06 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.03 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 2 | Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,8 | ±5,6 |
| | ГПП 110 ГМЗ, РУ-6 кВ, II СШ 6 кВ, яч. 8, КЛ-6 кВ | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1500/5 Рег. № 51623-12 | ЗН0Л.06 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.03 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 3 | Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ГПП 110 ГМЗ, РУ-6 кВ, I СШ 6 кВ, яч. 9, КЛ-6 кВ | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 600/5 Рег. № 1261-08 | ЗН0Л.06 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.03 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 4 | Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,8 | ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| | ГПП 110 ГМЗ, РУ-6 кВ, II СШ 6 кВ, яч. 16, КЛ-6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1500/5 Рег. № 32139-11 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.02 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 5 | Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,7 | ±4,7 |
| | ГПП 110 ГМЗ, РУ-6 кВ, IV СШ 6 кВ, яч. 34, КЛ-6 кВ | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1500/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.03 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 6 | Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ГПП 110 ГМЗ, РУ-6 кВ, IV СШ 6 кВ, яч. 36, КЛ-6 кВ | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 600/5 Рег. № 1261-08 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.03 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 7 | Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,8 | ±5,6 |
| | ГПП 110 ГМЗ, РУ-6 кВ, III СШ 6 кВ, яч. 37, КЛ-6 кВ | ТПЛ-10с Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 29390-05 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4 ТМ.05.12 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 8 | Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | реактивная | ±2,8 | ±5,1 |
| | ГПП 110 ГМЗ, РУ-6 кВ, V СШ 6 кВ, яч. 99, КЛ-6 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 800/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.03 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 9 | Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ГПП 110 ГМЗ, РУ-6 кВ, VI СШ 6 кВ, яч. 119, КЛ-6 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1500/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.03 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 10 | Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ПС-10 6/0,4 кВ |
| | | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 200/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛ.06 | | | | |
| | ПС-10 6 кВ, РУ- | Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 11 | 6 кВ, I СШ 6 кВ, яч. 3, КЛ-6 кВ | Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛ.06 | | | | |
| | ПС-10 6 кВ, РУ- | Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 12 | 6 кВ, I СШ 6 кВ, яч. 6, КЛ-6 кВ | Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-10 6 кВ, РУ-6 кВ, II СШ 6 кВ, яч. 16, КЛ-6 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 200/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 13 | Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| ВРУ-0,4 к] | В |
| | ВРУ-0,4 кВ | | | Меркурий 234 ARTM-01 POB.R Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 48266-11 | активная | ±1,1 | ±3,1 |
| 14 | КНС-2, ЩУ-0,4 кВ | ' | ' | реактивная | ±2,4 | ±6,0 |
| ПС-1 6/0,4 кВ |
| | | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 100/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛ.06 | | | | |
| | ПС-1 6 кВ, РУ-6 | Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 15 | кВ, I СШ 6 кВ, яч. 5, КЛ-6 кВ | Коэф. тр. 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 16 | ПС-1 6 кВ, РУ-6 кВ, II СШ 6 кВ, яч. 15, КЛ-6 кВ | ТЛ0-10 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 100/5 Рег. № 25433-11 | ЗН0Л.06 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 |
| ЩСУ 1 0,22 кВ |
| 17 | КЛ-0,22 кВ ВРУ.3-10 0,4 кВ - РУ-0,22 кВ МБУ «СМЭУ», ЩСУ 1 0,22 кВ | - | - | Меркурий 206 PRNO Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 46746-11 | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,1 ±6,0 |
| ПС-1 6/0,4 кВ |
| 18 | ПС-1 6 кВ, РУ-0,4 кВ, II СШ 0,4 кВ, ф. 5, КЛ-0,4 кВ | Т0П-0,66 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 100/5 Рег. № 47959-11 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,5 |
| 19 | ПС-1 6 кВ, РУ-6 кВ, I СШ 6 кВ, яч. 3, КЛ-1 6 кВ | ТЛ0-10 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 200/5 Рег. № 25433-11 | ЗН0Л.06 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 |
| 20 | ПС-1 6 кВ, РУ-6 кВ, II СШ 6 кВ, яч. 16, КЛ-2 6 кВ | ТЛ0-10 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 200/5 Рег. № 25433-11 | ЗН0Л.06 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИ | с Э, У К С S | ±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 cosj = 0,8 инд, и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 20 от плюс 5 до плюс 30 °C.
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.
5 Допускается замена У СВ на аналогичное утвержденного типа.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - частота, Гц - коэффициент мощности cosj - температура окружающей среды, С | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, С: - температура окружающей среды в месте расположения сервера, С | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +65 от +10 до +30 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика СЭТ-4 ТМ.02М.03 | 140000 |
| для электросчетчика СЭТ-4 ТМ.02М.03 | 165000 |
| для электросчетчика СЭТ-4 ТМ.02М.02 | 140000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4 ТМ.05.12 | 90000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4 ТМ.05МК.00 | 165000 |
| для электросчетчика Меркурий 234 ARТM-01 РОВ^ | 220000 |
| для электросчетчика Меркурий 206 РЯКО | 220000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4 ТМ.05МК.04 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Г лубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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;
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 АИИС КУЭ 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 | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10с | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 18 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 51 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.03 | 8 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.02 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05.12 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 7 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 АВ.ТМ-01 РОБ^ | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 206 РRNО | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Методика поверки | МП 008-2019 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭК 02.082.00.00 ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 008-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПримаЭнерго» (ООО «СТН-Строй»). Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 13.02.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.03, СЭТ-4ТМ.02М.02 - 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 ПСЧ-4ТМ.05.12 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 ноября 2005 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу ИЛГШ. 411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденномуФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчиков Меркурий 234 ARТM-01 РОВ^ - по методике поверки «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;
- счетчиков Меркурий 206 РRNО - по методике поверки «Счетчики электрической энергии статические однофазные «Меркурий 206». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.032 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ
03 февраля 2011 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.
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) ООО «ПримаЭнерго» (ООО «СТН-Строй»), аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПримаЭнерго» (ООО «СТН-Строй»)
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
74500-19: Методика поверки МП 008-2019Скачать7.2 Мб