Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Пензенская генерирующая компания" АИИС КУЭ ОАО "ПГК"

Основные
Тип
Год регистрации 2006
Дата протокола 13д от 16.11.06 п.65
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 25789
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ОАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Пензенская генерирующая компания» АИИС КУЭ ОАО «ПГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, мощности и времени.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений электроэнергии;

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК);

Первый уровень - ИИК, расположенный на территории Пензенской ТЭЦ-1, обеспечивает:

- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии других показателей коммерческого учета;

- автоматическое выполнение измерений времени и интервалов времени;

- автоматическое выполнение коррекции времени;

- автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий», сопровождающих процессы измерения;

- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений в специальной базе данных;

- безопасность хранения информации и программного обеспечения (ПО) в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 и ГОСТ Р 51275;

- предоставление доступа к измеренным значениям параметров и «Журналам событий» со стороны ИВКЭ и ИВК;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

- диагностику работы технических средств.

ИИК включают в себя следующие средства измерений:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746;

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983;

- счётчики электрической энергии и включающие в себя средства обеспечения ведения единого времени.

Состав ИИК приведён в таблице 1.

Второй уровень - уровень ИВКЭ, расположенный на территории ГЩУ, выполняет функцию консолидации информации. Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 собирают данные об электропотреблении от первичных измерителей, счетчиков электрической энергии. Уровень ИВКЭ обеспечивает:

- автоматический сбор результатов измерений;

- автоматическое выполнение коррекции времени;

- сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК, обслуживаемых ИВКЭ;

- возможность масштабирования долей именованных величин электроэнергии;

- ведения «Журнала событий»;

- предоставление доступа ИВК к результатам измерений;

- предоставление доступа ИВК к данным о состоянии средств измерений;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения;

- диагностику работы технических средств;

- хранение результатов измерений;

- хранение данных о состоянии средств измерений;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.

В состав ИВКЭ входят:

- контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70, являющиеся устройствами сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК и ИВК;

- технические средства приема-передачи данных (модемы и каналообразующая аппаратура).

Третий уровень - уровень ИВК, осуществляет сбор и хранение информации.

У ровень ИВК обеспечивает:

- автоматический регламентный сбор результатов измерений;

- автоматическое выполнение коррекции времени;

- сбор данных о состоянии средств измерений с ИВКЭ, обслуживаемых ИВК;

- контроль достоверности данных;

- контроль восстановления данных;

- возможность масштабирования долей именованных величин электроэнергии;

- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

- ведение нормативно-справочной информации;

- ведение «Журналов событий»;

- формирование отчетных документов;

- передачу результатов измерений смежным субъектам оптового рынка и заинтересованным контрагентам;

- безопасность хранения данных и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

- диагностику работы технических средств и программного обеспечения;

- измерение времени и синхронизацию времени от системы обеспечения синхронизации времени.

В состав ИВК входят:

- технические средства приема-передачи данных;

- коммуникационный сервер (ИВК «ИКМ-Пирамида») - для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений с УСПД;

- сервер базы данных - для ведения базы данных, информационного обмена с внешними системами и синхронизации времени АИИС КУЭ;

- технические средства для организации локальной вычислительной сети с разграничением прав доступа к информации;

- технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1.

СОЕВ обеспечивает:

- привязку к единому календарному времени;

- выполнение законченной функции измерений времени, интервалов времени и синхронизацию (коррекцию) времени на всех уровнях АИИС КУЭ.

Таблица 1 - Состав ИИК АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

(тип, класс точности, коэффициент, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ)

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

1

2

3

4

5

6

1

Г енератор ТГ-3

ТЛП-10

КТ 0,2S Ктт=4000/5 (2 шт.) 30709-05

НТМИ-6

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (1 шт.) 380-49

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

СИКОН С70 28822-05

2

Г енератор ТГ-4

ТПШЛ-10

КТ=0,5 Ктт=4000/5 (2 шт.) 1423-60

ЗНОЛ.06 КТ=0,5 Ктн=6300/100 (3 шт.) 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04

3

Г енератор ТГ-5

ТШЛ-10

КТ=0,5 Ктт=5000/5 (2 шт.) 3972-73

ЗНОЛ.06 КТ=0,5 Ктн=10000/100 (3 шт.) 3344-72

СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04

4

Г енератор ТГ-6

ТПШЛ-10

КТ=0,5 Ктт=5000/5 (2 шт.) 1423-60

НТМИ-10

КТ=0,5 Ктн=10000/100 (1 шт.) 831-53

СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04

5

Г енератор ТГ-7

ТШЛ-20Б-1

КТ=0,5 Ктт=8000/5 (2 шт.) 4016-74

ЗНОЛ.06-10 У3 КТ=0,5 Ктн=10000/100 (3 шт.) 3344-08

СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04

6

Г енератор ТГ-8

ТШЛ-20Б-1

КТ=0,5 Ктт=8000/5 (2 шт.) 4016-74

ЗНОМ-15-63 КТ=0,5 Ктн=10000/100 (3 шт.) 1593-70

СЭТ-4ТМ.03М KT=0,5S/1,0 36697-12

1

2

3

4

5

6

7

Пензенская ТЭЦ-1,

ОРУ-110 кВ, I СШ 110 кВ, яч.0, ВЛ-110 кВ

ТЭЦ-1- Маяк I цепь

ТВ-110/50

КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

СИКОН С70 28822-05

8

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, II СШ 110 кВ, яч.1, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- Маяк II цепь

ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

9

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, II СШ 110 кВ, яч.2, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- Пенза-1 II цепь

ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

10

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, I СШ 110 кВ, яч.5, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- Пенза-1 I цепь

ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

11

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, I СШ 110 кВ, яч.8, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- Селикса тяговая

ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

12

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, II СШ 110 кВ, яч.9, ВЛ-110 кВ

ТЭЦ-1- Леонидовка тяговая с отпайкой на ПС Восточная

ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

13

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, I СШ 110 кВ, яч.10, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- ЗИФ

ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04

14

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, I СШ 35 кВ, яч. 3, КЛ-35 кВ ТЭЦ-1-Саранская II цепь

ТВ-35 IV КТ=0,5 Ктт=800/5 (2 шт.) 3198-89

НАМИ-35 УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

15

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, II СШ 35 кВ, яч. 7, ВЛ-35 кВ ТЭЦ- 1-Радиозавод

ТВ-35 IV КТ=0,5 Ктт=800/5 (2 шт.) 3198-89

НАМИ-35 УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

1

2

3

4

5

6

16

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, II СШ 35 кВ, яч. 5, КЛ-35 кВ ТЭЦ-1-Саранская I цепь

ТВ 35-IV КТ=0,5 Ктт=800/5 (2 шт.) 3198-89

НАМИ-35 УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

СИКОН С70 28822-05

17

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, I СШ 35 кВ, яч. 9, ВЛ-35 кВ ТЭЦ-1-Компрессорный завод

ТВ-35-IV КТ=0,5 Ктт=800/5 (2 шт.) 3198-89

НАМИ-35 УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

18

Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, I сек. II СШ 6 кВ, яч.17, КЛ-6 кВ Г ород-I

ТЛП-10

KT=0,2S Ктт=1000/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

19

Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.20, КЛ-6 кВ Г ород-II

ТЛП-10

KT=0,2S Ктт=1000/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

20

Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.18, КЛ-6 кВ Г ород-III

ТЛП-10

KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

21

Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, I сек. II СШ 6 кВ, яч.19, КЛ-6 кВ Шуист-I

ТЛП-10

KT=0,2S Ктт=600/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

22

Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.16, КЛ-6 кВ Шуист-II

ТЛП-10

KT=0,2S Ктт=600/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

23

Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.26, КЛ-6 кВ КПД-I

ТЛП-10-2 KT=0,2S Ктт=600/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

24

Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, I сек. II СШ 6 кВ, яч.23, КЛ-6 кВ КПД-II

ТЛП-10-2 KT=0,2S Ктт=600/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

1

2

3

4

5

6

25

Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, I сек. II СШ 6 кВ, яч.21, КЛ-6 кВ ГНС

ТЛП-10-2 KT=0,2S Ктт=400/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

СИКОН С70 28822-05

26

Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.22, КЛ-6 кВ ВЭМ

ТЛП-10-2 KT=0,2S Ктт=600/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04

27

Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.34, КЛ-6 кВ ЧП Орлов

ТЛО-10 KT=0,2S Ктт=150/5 (2 шт.) 25433-03

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04

28

Пензенская ТЭЦ-1, РУ-0,4 кВ, Щит №17, П-10, КЛ-0,4 кВ Литвинова поляна

ТШП-0,66 КТ=0,5 Ктт=400/5 (3 шт.) 15173-01

-

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

ИВК «ИКМ Пирамида» 45270-10

30

Пензенская ТЭЦ-1, РУ-0,4 кВ, РШк-204, гр.2, КЛ-0,4 кВ BEELINE

ТТИ-А

УХЛ3 КТ=0,5 Ктт=50/5 (3 шт.) 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

31

Пензенская ТЭЦ-1, РУ-0,4 кВ, РШ Потребителей, яч. 3, КЛ-0,4 кВ Здоровье

ТШП-0,66 КТ=0,5 Ктт=400/5 (3 шт.) 15173-96

-

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

32

Пензенская ТЭЦ-1, РУ-0,4 кВ, РШ Потребителей, яч. 1, КЛ-0,4 кВ Концепт

ТШП-0,66 КТ=0,5 Ктт=300/5 (3 шт.) 15173-96

-

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

33

Пензенская ТЭЦ-1, РУ-0,4 кВ, П-10 Щита освещения, КЛ-0,4 кВ Новочеркасская-5

Т-0,66

КТ=0,5 Ктт=100/5 (3 шт.) 36382-07

-

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

35

Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, Выключатель ОВ-110 кВ

ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04

СИКОН С70 28822-05

1

2

3

4

5

6

36

Трансформатор блока 5ГТ-110 кВ

ТВ-110/50

КТ=0,5 Ктт=1000/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04

СИКОН С70 28822-05

37

Трансформатор блока 6ГТ-110 кВ

ТВ-110/50

КТ=0,5 Ктт=1000/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04

38

Трансформатор блока 7ГТ-110 кВ

ТВ-110/50

КТ=0,5 Ктт=1000/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04

39

Трансформатор блока 8ГТ-110 кВ

ТВ-110/50

КТ=0,5 Ктт=1000/5 (3 шт.) 3190-72

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04

40

Трансформатор 20Т-110 кВ

ТВТ 110 КТ=0,5 Ктт=200/5 (2 шт.) 3635-73

НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03

ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04

41

Трансформатор Т1Т-35 кВ

ТВ-35-I

КТ=1,0

Ктт=600/5 (2 шт.) 3198-89

НАМИ-35УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00

ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04

42

Трансформатор

Т1Т-6 кВ

ТПШЛ-10

КТ=0,5 Ктт=3000/5 (2 шт.) 1423-60

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04

43

Трансформатор блока 5ГТ-35 кВ

ТВ-35-IV

КТ=0,5 Ктт=1200/5 (2 шт.) 3198-89

НАМИ-35УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00

ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04

44

Трансформатор блока 6ГТ-35 кВ

ТВ-35-IV

КТ=0,5 Ктт=1200/5 (2 шт.) 3198-89

НАМИ-35УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00

ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04

1

2

3

4

5

6

45

Трансформатор Т2Т-35 кВ

ТВ-35 IV КТ=0,5 Ктт=600/5 (2 шт.) 3198-89

НАМИ-35УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00

ПСЧ-4ТМ.05 КТ^^Л^ 27779-04

СИКОН С70 28822-05

46

Трансформатор Т2Т-6 кВ

ТПШФ

КТ=0,5 Ктт=3000/5 (2 шт.) 519-50

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

47

Рабочее питание

4 секции

ТЛП-10

KT=0,2S Ктт=1000/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

48

Линия резервного питания 1

ТПШФ

КТ=0,5 Ктт=4000/5 (2 шт.) 519-50

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

49

Рабочее питание

5 секции

ТЛП-10

KT=0,2S Ктт=750/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

50

Линия резервного питания 2

ТПШЛ-10

КТ=0,5 Ктт=4000/5 (2 шт.) 1423-60

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

51

Рабочее питание 6 секции

ТЛП-10

KT=0,2S Ктт=750/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

52

Рабочее питание 7 секции

ТЛП-10

KT=0,2S Ктт=1000/5 (2 шт.) 30709-05

НОЛ.08

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

53

Рабочее питание

8 секции

ТЛО-10

KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-03

ЗНОЛ-06 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (3 шт.) 3344-04

ПСЧ-4ТМ.05М КТ=0,58/1,0 36355-07

1

2

3

4

5

6

54

Рабочее питание 9 секции

ТЛО-10

KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-03

ЗНОЛ-06 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (3 шт.) 3344-04

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

СИКОН С70 28822-05

55

Рабочее питание

10 секции

ТЛО-10

KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-03

ЗНОЛ-06 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (3 шт.) 3344-04

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

56

Рабочее питание

11 секции

ТЛО-10

KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-11

ЗНОЛ.06 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (3 шт.) 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04

57

Шинопровод-А

ТЛО-10

KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-03

НОМ-6

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 159-49

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

58

Шинопровод-Б

ТЛО-10

KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-03

НОМ-6

КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 159-49

ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблицах 2-11. 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 «Пирамида 2000».

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Таблица 4 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

Таблица 5 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Таблица 6 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Таблица 7 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Таблица 8 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Таблица 9 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Таблица 10 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

Таблица 11 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер ПО)

3

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 12, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню

высокий по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 12.

Таблица 12 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 1, 18 - 27, 47, 49, 53 - 58), включающих ТТ с классом точности 0,2S; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при емкостной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном

±(1,4 - 1,5) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном

±(1,0 - 1,2) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном

±(1,0 - 1,2) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном

±(1,0 - 1,2) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 1, 18 - 27, 47, 49, 53 - 58), включающих ТТ с классом точности 0,2S; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при индуктивной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном

±(1,4 - 2,0) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном

±(1,0 - 1,6) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном

±(1,0 - 1,6) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном

±(1,0 - 1,6) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 2 - 6, 14 - 17, 42 - 44, 46, 48, 50 - 52), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при емкостной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном

±(2,2 - 3,1) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном

±(1,3 - 1,8) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном

±(1,1 - 1,5) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном

±(1,1 - 1,5) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 2 - 6, 14 - 17, 42 - 44, 46, 48, 50 - 52), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при индуктивной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном

±(2,2 - 5,6) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном

±(1,3 - 3,1) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном

±(1,1 - 2,4) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном

±(1,1 - 2,4) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 7 - 13, 35 - 40), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,2 и счетчики с классом точности 0,5S при емкостной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном

±(2,1 - 3,1)%

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном

±(1,2 - 1,7) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном

±(1,0 - 1,3) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном

±(1,0 - 1,3) %

1

2

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 7 - 13, 35 - 40), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,2 и счетчики с классом точности 0,5S при индуктивной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном

±(2,1 - 5,5) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном

±(1,2 - 2,9) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном

±(1,0 - 2,1) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном

±(1,0 - 2,1) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 28 - 33), включающих ТТ с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при емкостной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном

±(2,1 - 3,0) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном

±(1,1 - 1,6) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном

±(0,9 - 1,3) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном

±(0,9 - 1,3) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 28 - 33), включающих ТТ с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при индуктивной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном

±(2,1 - 5,5) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном

±(1,1 - 2,8) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном

±(0,9 - 2,0) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном

±(0,9 - 2,0) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 41, 45), включающих ТТ с классом точности 1,0; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при емкостной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном

±(3,6 - 5,7) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном

±(1,9 - 3,0)%

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном

±(1,5 - 2,2) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном

±(1,5 - 2,2) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 41, 45), включающих ТТ с классом точности 1,0; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при индуктивной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном

±(3,6 - 10,7) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном

±(1,9 - 5,5) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном

±(1,5 - 3,9) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном

±(1,5 - 3,9) %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 1, 18 - 27, 47, 53 - 58), включающих ТТ с классом точности 0,2S; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при емкостной нагрузке ($шф=0,6): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±2,5 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±1,7 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±1,7 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±1,7 %

1

2

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 1, 18 - 27, 47, 53 - 58), включающих ТТ с классом точности 0,2S; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при индуктивной нагрузке ($шф=0,866): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±1,8 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±1,5 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±1,4 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±1,4 %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 2 - 6, 14 - 17, 42 - 44, 46, 48, 50 - 52), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при емкостной нагрузке (8Шф=0,6):

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±4,7 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±2,7 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±2,2 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±2,2 %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 2 - 6, 14 - 17, 42 - 44, 46, 48, 50 - 52), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при индуктивной нагрузке (зшф=0,866):

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±3,0 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±1,9 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±1,6 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±1,6 %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 7 - 13, 35 - 40), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,2 и счетчики с классом точности 1,0 при емкостной нагрузке (ыпф=0,6): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±4,6 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±2,6 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±2,0 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±2,0 %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 7 - 13, 35 - 40), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,2 и счетчики с классом точности 1,0 при индуктивной нагрузке ($шф=0,866): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±2,9 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±1,8 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±1,5 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±1,5 %

1

2

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 28 - 33), включающих ТТ с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при емкостной нагрузке (зшф=0,6):

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^1ном

±4,6 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±2,5 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±1,9 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±1,9 %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 28 - 33), включающих ТТ с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при индуктивной нагрузке ($шф=0,866):

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±2,9 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±1,7 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±1,5 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±1,5 %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 41, 45), включающих ТТ с классом точности 1,0; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при емкостной нагрузке ($шф=0,6): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±8,7 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±4,6 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±3,3 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±3,3 %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 41, 45), включающих ТТ с классом точности 1,0; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при индуктивной нагрузке ($шф=0,866): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном

±5,1 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном

±2,8 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном

±2,1 %

- в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном

±2,1 %

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений для всех ИК, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной в пределах рабочего диапазона на каждые 10 °С:

- при измерении количества активной электрической энергии:

при C0Sф=1

±0,3 %

при cosф=0,5

±0,5 %

- при измерении количества реактивной электрической энергии

±0,56qto

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для всех ИК, вызванной изменением первичного напряжения в пределах ±10 %:

при C0Sф=1

±0,2 %

при cosф=0,5

±0,4 %

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений для всех

ИК, вызванной изменением частоты в пределах ±5 %:

- при измерении количества активной электрической энергии

±0,2 %

- при измерении количества реактивной электрической энергии

±0Лсо

1

2

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений для всех ИК, вызванной, внешним магнитным полем до 0,5 мТл:

- при измерении количества активной электрической энергии

- при измерении количества реактивной электрической энергии

±1,0 % ±3(_)со

Пределы допускаемой абсолютной суточной погрешности измерений текущего времени

±0,5 с

Нормальные условия измерений:

- температура окружающего воздуха, °С

- относительная влажность окружающего воздуха, %, при 30 °С не более

- атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)

- напряжение питающей сети переменного тока, В,

- частота питающей сети, Гц

от +10 до +35

80 от 84 до 106,7 (от 630 до 800) от 198 до 242 от 49,5 до 50,5

Таблица 13 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Рабочие условия эксплуатации:

- температура окружающей среды (для ТН и ТТ), °С

- температура окружающей среды (для счётчиков и компьютера), °С

- относительная влажность окружающего воздуха, %, при 30 °С не более

- атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)

- напряжение питающей сети переменного тока, В

- частота питающей сети, Гц

от -30 до +50 от +5 до +40

80

от 84 до 106,7 (от 630 до 800) от 198 до 242 от 47,5 до 52,5

Средняя наработка на отказ, ч

35000

Средний срок службы, лет

10

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 14.

Таблица 14 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество, шт.

1

2

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03

24

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М

1

Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05

30

Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М

1

Трансформатор тока ТПШЛ-10

8

Трансформатор тока ТШЛ-10

2

Трансформатор тока ТШЛ-20Б-1

4

Трансформатор тока ТЛП-10

20

Трансформатор тока ТЛП-10-2

8

Трансформатор тока ТЛО-10

14

1

2

Трансформатор тока встроенные ТВ-35 IV

14

Трансформатор тока встроенные ТВ-35 I

2

Трансформатор тока ТВ-110/50

36

Трансформатор тока ТВТ-110

2

Трансформаторы тока ТПШФ

4

Трансформатор тока шинный ТШП-0,66

9

Трансформатор тока Т-0,66

3

Трансформатор тока измерительный на номинальное напряжение 0,66 кВ ТТИ-А УХЛ3

3

Трансформатор напряжения НТМИ-6

1

Трансформатор напряжения НОМ-6

4

Трансформатор напряжения НОЛ.08

8

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06

18

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10У3

3

Трансформатор напряжения НТМИ-10

1

Трансформатор напряжения ЗНОМ-15-63

3

Трансформатор напряжения антирезонансный трехфазный НАМИ-35 УХЛ1

2

Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1

6

Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70

2

ИВК "ИКМ - Пирамида"

2

Устройство синхронизации времени УСВ-1

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 33101-06 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Пензенская генерирующая компания» АИИС КУЭ ОАО «ПГК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 12 июля 2017 г.

Основные средства поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (рег. № 33750-07). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ±0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ±2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ±1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ±0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ±0,02 Гц;

- радиочасы РЧ-011 (Рег. № 35682-07). Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ±0,1 с.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в ВЛСТ 922.00.000 МИ «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Пензенская генерирующая компания» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ОАО «ПГК»).

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

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

Развернуть полное описание