Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Тульской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.
Для ИК №№ 1 - 6 АИИС КУЭ состоит из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает 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;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполняющие функции сбора, хранения результатов измерений и их передачи на уровень ИВК;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе программного обеспечения (ПО) «Энергия АЛЬФА 2», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия АЛЬФА 2», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной среде виртуализации VMware VSphere, устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется формирование и хранение информации.
Для ИК №№ 7 - 12 АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий 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;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» включает в себя сервер БД на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия АЛЬФА 2», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной среде виртуализации VMware VSpere, каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени (УССВ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по каналу связи стандарта GSM поступает на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где осуществляется обработка, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 3. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-3, серверы точного времени Метроном-50М, приёмники сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования УССВ-35HVS и УССВ-16HVS, часы сервера центра сбора данных ОАО «РЖД», сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», УСПД и счётчиков.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе серверов точного времени (основного и резервного) типа Метроном-50М. В качестве дополнительного УССВ используется приёмник УССВ-16HVS. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера не превышает ±1 с (параметр программируемый).
Сервер центра сбора данных ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. В качестве дополнительного УССВ используется приёмник УССВ-35HVS. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
УСПД синхронизируется от сервера центра сбора данных ОАО «РЖД». Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Счетчики ИК №№ 7 - 12 синхронизируется от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» не реже 1 раза в сутки. Сравнение показаний часов счетчика и сервера происходит при каждом сеансе связи счетчик - сервер. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени счетчиков настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±3 с (параметр программируемый).
Счетчики ИК №№ 1 - 6 синхронизируются от УСПД. Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrology.dll ) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Идентификационное наименование ПО | Энергия АЛЬФА 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «Энергия АЛЬФА 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
| | | Состав ИК АИИС КУЭ |
| ИКр е м о К | Наименование объекта учета | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) | Обозначение, тип | УСПД | УССВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| | | | GO (N o' II н | А | ТЛО-10 | | |
| | ТПС № 52 Щекино; Ввод-1 6 кВ | н н | Ктт = 800/5 | В | - | | |
| | | № 25433-03 | С | ТЛО-10 | | |
| 1 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | | |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 | EA05RAL-P1B-3 | | УСВ-3, рег. № 51644-12 Метроном-50М, рег. № 68916-17 |
| | | | S ,2 о" II т К | А | ТЛО-10 | |
| | ТПС № 52 Щекино; Ввод-2 6 кВ | н н | Ктт = 800/5 | В | - | |
| | | № 25433-03 | С | ТЛО-10 | |
| 2 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | RTU-327 Рег. № 19495-03 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 | EA05RL-P1B-3 | |
| | | | S ,2 о” II т К | А | ТЛО-10 | |
| | ТПС № 51 Тула; Ввод-1 6 кВ | н н | Ктт = 1000/5 | В | - | | |
| | | № 25433-03 | С | ТЛО-10 | | |
| 3 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | | |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 | EA05RAL-P1B-3 | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| | | | GO ,2 о" II т К | А | ТЛО-10 | | |
| | ТПС № 51 Тула; Ввод-2 6 кВ | н н | Ктт = 1000/5 | В | - | | |
| | | № 25433-03 | С | ТЛО-10 | | |
| 4 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | | |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 | EA05RAL-P1B-3 | | УСВ-3, рег. № 51644-12 Метроном-50М, рег. № 68916-17 |
| | | | S ,2 <э II т К | А | ТЛО-10 | |
| | ТПС № 51 Тула; Ввод-3 6 кВ | н н | Ктт = 800/5 | В | - | |
| | | № 25433-03 | С | ТЛО-10 | |
| 5 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | RTU-327 Рег. № 19495-03 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 | EA05RAL-P1B-3 | |
| | | | S ,2 II т К | А | ТЛО-10 | |
| | ТПС № 51 Тула; Ввод-4 6 кВ | н н | Ктт = 800/5 | В | - | | |
| | | № 25433-03 | С | ТЛО-10 | | |
| 6 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | | |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97 | EA05RAL-P3B-3 | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| | | | Кт = 0,5 | А | ТПОЛ-10 | | |
| | § и я J ^ Ра ^ „и £ ^2 Л Нр< 4! ^ н ^ О о | н н | Ктт = 1000/5 | В | - | | |
| | | № 1261-59 | С | ТПОЛ-10 | | |
| 7 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | | |
| | ПС 110/1 Фиде | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | | |
| | | | Кт = 0,5 | А | ТПОЛ-10 | | |
| | № 88 Ясенки 0/6кВ, РУ-6кВ, р тяговая-2 6кВ | н н | Ктт = 1000/5 | В | - | | |
| | | № 1261-59 | С | ТПОЛ-10 | | |
| 8 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 831-53 | А В С | НТМИ-6 | | - 00 6 % .г е а о i/o - % о К о а & |
| | С /1 де П 10/ ид - е | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | |
| | | | GO ITl o’ II н | А | ТЛО-10 | |
| | я ^9 S? ъ <и чо С , *£! 03 ^ ^ * Л ^ ^ н г Л ^ J? ё = | н н | Ктт = 1000/5 | В | ТЛО-10 | |
| | | № 25433-07 | С | ТЛО-10 | |
| 9 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-00 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | | |
| | | | Кт = 0,5S | А | ТЛО-10 | | |
| | ПС №41 Перекоп 110/35/6кВ, РУ-6кВ, Фидер №5 6кВ | н н | Ктт = 1000/5 | В | ТЛО-10 | | |
| | | № 25433-08 | С | ТЛО-10 | | |
| 10 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 16687-02 | А В С | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | | |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| | | | Кт = 0,5 | А | ТЛМ-10 | | |
| | о ро и и m о ^ '•о *3 ^ ^ 40 ^ Г-н S С 0/ Ф с ^ | Н Н | Ктт = 600/5 | В | - | | |
| | | № 2473-69 | С | ТЛМ-10 | | |
| | | Кт = 0,5 | А | ЗНОЛ.06 | | |
| 11 | К н | Ктн = 6000/V3/100/V3 | В | ЗНОЛ.06 | | - VO 00 6 % .г е а о i/ч - % о К о а н (U 3 |
| | | № 3344-04 | С | ЗНОЛ.06 | |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | |
| | | | Кт = 0,5 | А | ТЛМ-10 | |
| | о ро И И QQ | $ 2 Л % 2 « g 2 о | н н | Ктт = 600/5 | В | - | |
| | | № 2473-69 | С | ТЛМ-10 | |
| | | Кт = 0,5 | А | ЗНОЛ.06 | |
| 12 | К н | Ктн = 6000/V3/100/V3 | В | ЗНОЛ.06 | |
| | | № 3344-04 | С | ЗНОЛ.06 | | |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | | |
| Примечания: 1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 3 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов. 4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| | Активная | 1,0 | 2,8 |
| 1 - 6 | | | |
| | Реактивная | 1,8 | 4,0 |
| | Активная | 1,2 | 5,7 |
| 7, 8, 11, 12 | | | |
| | Реактивная | 2,5 | 3,5 |
| 9 | Активная | 1,2 | 5,1 |
| Реактивная | 2,5 | 4,4 |
| | Активная | 1,2 | 5,1 |
| 10 | | | |
| | Реактивная | 2,5 | 4,0 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| Примечания: | | | |
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для (получасовая). | измерений электроэнергии |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95. |
| 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в |
| месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosj температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 ГОСТ 26035-83 | от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для УСВ-3 - для Метроном-50М | от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -40 до +35 от -40 до +60 от 0 до +75 от -25 до +60 от +15 до +30 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| ИИК: | |
| счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| ИВКЭ: | |
| УСПД RTU-327: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 40000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| ИИК: | |
| счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| ИВКЭ: | |
| УСПД RTU-327: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной | |
| за месяц, сут, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств 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
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 18 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 4 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 4 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 1 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 1 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 5 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 1 шт. |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 6 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 шт. |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 шт. |
| Серверы точного времени | Метроном-50М | 2 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-081-2020 | 1 экз. |
| Формуляр | 13526821.4611.134.ЭД.ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-081-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Тульской области. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 21.02.2020 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 МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- 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;
- счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки с помощью установок МК 6800, МК 6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0; и 2,0;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- УСПД RTU-327 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- серверов точного времени Метроном-50М - в соответствии с документом М0050-2016-МП «Сервер точного времени Метроном-50М. Методика поверки», утвержденным ФГБУ «ГНМЦ» Минобороны России 10.04.2017 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Тульской области», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Тульской области
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
78236-20: Методика поверки МП-312235-081-2020Скачать11.4 Мб