Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Тамбовская энергосбытовая компания"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 и RTU-325T (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя три центра сбора и обработки информации - ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго», ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» и ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации системного времени (далее-УССВ) на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000». ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ включает в себя сервер с установленным ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УССВ-2, локально-вычислительную сеть, АРМ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» включает в себя сервер с установленным ПО «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, АРМ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.

Для измерительных каналов (далее - ИК) (№1 и №2), состоящих из трех уровней, цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных в ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по электронной почте (макет XML 80020).

Для ИК (№3 и №4), состоящих из двух уровней, цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на вход GSM-модема, откуда по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по электронной почте (макет XML 80020).

Для ИК (№5, №6 и №7), состоящих из трех уровней, цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по электронной почте (макет XML 80020).

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам, осуществляется из ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, подключенного к ИВК «ИКМ-Пирамида» филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго», УССВ-2, подключенного к серверу ООО «Котовская ТЭЦ» и УСВ-2, подключенного к серверу ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». Устройства синхронизации системного времени синхронизируют собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемников.

Сервер, установленный в ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» и УСПД RTU-325T ежесекундно сравнивают свое системное время со временем УССВ-2, установленным в ЦСОИ

ООО «Котовская ТЭЦ». В ИК (№1 и №2) сличение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД RTU-325T производится во время сеанса связи со счетчиками (но не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчика с часами УСПД осуществляется при обнаружении расхождения больше ±2 секунды.

ИВК «ИКМ-Пирамида», установленное в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Там-бовэнерго», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1, установленным в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго». Сличение часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. В ИК (№3 и №4) часы счетчиков синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», установленного в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго». Сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (но не реже 1 раза в сутки), коррекция часов счетчиков осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. В ИК (№5, №6 и №7) шкала времени УСПД СИКОН С70 синхронизирована со шкалой времени ИВК «ИКМ-Пирамида», установленного в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбов-энерго», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (но не реже 1 раза в сутки), коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (но не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчика с часами УСПД СИКОН С70 осуществляется при обнаружении расхождения больше ±3 секунды.

Сервер, установленный в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания», периодически (1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2, установленным в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». Коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «АльфаЦЕНТР». 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». Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные признаки

Значение

1

2

ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» и ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» (ПО «Пирамида 2000»)

Идентификационное наименование модулей ПО:

CalcClients.dll

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Идентификационное наименование модулей ПО:

CalcLeakage.dll

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Идентификационное наименование модулей ПО:

CalcLosses.dll

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

Идентификационное наименование модулей ПО:

Metrology.dll

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

1

2

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParseBin.dll

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParseIEC.dll

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParseModbus.dll

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParsePiramida.dll

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Идентификационное наименование модулей ПО:

SynchroNSI.dll

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

Идентификационное наименование модулей ПО:

VerifyTime.dll

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» (ПО «АльфаЦЕНТР»)

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование

измерительного

канала

Состав измерительного канала

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД/УССВ/

Сервер

1

2

3

4

5

6

1

Котовская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ,

1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 - Котовская I цепь (ВЛ 110 кВ Шаховская-1)

ТВ-110 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 19720-05

НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-13

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

RTU-325T, Рег. № 44626-10/ УССВ-2,

Рег. № 54074-13/ УСВ-2 Рег. № 41681-10/ IPC-610MB-F/ НР ProLiant DL20

2

Котовская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ,

2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 - Котов-ская II цепь (ВЛ 110 кВ Шаховская-2)

ТВГ-УЭТМ-110 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 52619-13

НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-13

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

1

2

3

4

5

6

3

ПС 110 кВ Иловайская, КРУН-10 кВ,

1 СШ 10кВ, яч. 4, КЛ 10кВ ПС 110кВ Иловайская - ПС 220кВ Иловайская (КЛ-2)

ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00

НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05

«Протон-К» ЦМ-05-А-1-234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 35437-07

УСВ-1 Рег. № 28716-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10/ ИКМ «Пирамида» Рег. №29484-05/ НР ProLiant DL20

4

ПС 110 кВ Иловайская, КРУН-10 кВ,

2 СШ 10кВ, яч. 9, КЛ 10кВ ПС 110кВ Иловайская - ПС 220кВ Иловайская (КЛ-5)

ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00

НАМИТ-10 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 51198-12

«Протон-К» ЦМ-05-А-1-234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 35437-07

5

ПС 110кВ Первомайская, ОРУ-110кВ, ВЛ-110кВ Чаплыгин-2

ТФЗМ-110Б-1У1 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ-110

110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-06

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

СИКОН С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10/ ИКМ «Пирамида» Рег. №29484-05/ НР ProLiant DL20

6

ПС 110кВ Первомайская, ОРУ-110кВ, ОМВ-110кВ

ТФНД-110М 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-71

НКФ-110

110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-06

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

7

ПС 110кВ Первомайская, ОРУ-110кВ, ВЛ-110кВ Невская-Первомайская

ТФЗМ-110Б-1

600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26420-04

НКФ-110

110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-06

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Примечания:

1    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.

2    Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов.

3    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИ-ИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Вид электрической энергии

Границы основной погрешности, (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях,

(±5),%

1

2

3

4

1

Активная

1,2

1,8

Реактивная

1,7

3,0

Активная

Реактивная

1,2

2,2

Активная

Реактивная

1,5

2,2

3,6

5,9

3; 4

Активная

Реактивная

1,4

2,0

3,1

4,8

5-7

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

3    Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 5 % от !ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до 40 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

7

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности, cosj

0,9

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности cosj(sinj)

от 0,5 инд. до 0,8 емк

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 0 до +40

- температура окружающей среды для УСПД, °С

от 0 до +50

- температура окружающей среды для ТТ, °С

от -45 до +40

- температура окружающей среды для ТН, °С

от -45 до +40

- атмосферное давление, кПа

от 80 до 106,7

- относительная влажность, не более, %

98

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, ч, не менее

165000

- среднее время наработки на отказ ПРОТОН-К, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ СИКОН С70, ч, не менее

70000

- среднее время наработки на отказ RTU-325T, ч, не менее

55000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Устройства синхронизации системного времени:

- среднее время наработки на отказ УСВ-1, ч, не менее

35000

-    среднее время наработки на отказ УСВ-2, ч, не менее

-    среднее время наработки на отказ УССВ-2, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч Серверы:

-    среднее время наработки на отказ ИКМ «Пирамида», ч, не менее

-    среднее время наработки на отказ IPC-610MB-F, ч, не менее

-    среднее время наработки на отказ НР ProLiant DL20, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч

35000

74500

2

70000

70000

70000

2

Глубина хранения информации Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях для СЭТ-4ТМ.03М, сутки, не менее

110

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях для ПРОТОН-К, сутки, не менее

80

- при отключении питания, лет, не менее УСПД:

10

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее Серверы:

5

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

-    резервирование питания 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.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    в журнале УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервера.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТВ-110

3

Трансформатор тока

ТВГ-УЭТМ-110

3

Трансформатор тока

ТЛМ-10

4

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-[У1

2

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-[

3

Трансформатор тока

ТФНД-110М

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

1

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10 УХЛ2

1

Трансформатор напряжения

НКФ-110

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

«Протон-К» ЦМ-05-А-1-234

2

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325T

1

Контроллер сетевой индустриальный

СИКОН С70

1

Устройство системного времени

УСВ-1

1

Устройство системного времени

УСВ-2

1

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-2

1

Сервер

IPC-610MB-F

1

Сервер

НР ProLiant DL20

2

Комплекс информационновычислительный

ИКМ «Пирамида»

1

Программное обеспечение

«Пирамида 2000»

2

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

1

Методика поверки

МП 26.51.43-01-3329074523-2018

1

Формуляр

АСВЭ 179.00.000 ФО

1

Руководство по эксплуатации

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 26.51.43-01-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ульяновский ЦСМ» 25.05.2018 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчики «Протон-К» - по документу «Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные «Протон-К». Методика поверки» ИСТА.003-00-00-00МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

-    устройства сбора и передачи данных RTU-325T - в соответствии с документом ДЯ-ИМ.466215.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010 г.;

-    контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ.221.00.000 МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 г.;

-    устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

-    устройства синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;

-    комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;

-    термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания»

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