Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220/35/10 кВ "Пошехонье"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220/35/10 кВ «Пошехонье» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее -ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325Н (Госреестр СИ РФ № 44626-10, зав. №004926), устройства синхронизации времени и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325Н обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.

Третий уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

-    сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    хранение информации в базах данных серверов ПАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ПАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;

-    доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).

ИВК состоит из центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройств синхронизации времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) -специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО «Метроскоп»).

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.

Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и третий уровни АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (далее - АТ ЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по цифровому интерфейсу RS-485. Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД.

ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-оптической линии связи (далее - ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу волоконно-оптической линии связи.

В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра информация о результатах измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) - один раз в 30 минут. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) осуществляет соединение и получение данных с ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра.

В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Один раз в сутки ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и всем заинтересованным организациям-участникам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ПАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, УССВ-16HVS, ИВК, УСПД, счетчики электрической энергии.

Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов счетчиков и УСПД на величину более ± 2 с.

Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени УССВ-16ИУ8, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно.

В ИВК ЦСОД МЭС Центра и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-16HVS, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время часов счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже

± 5,0 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра_

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав первого уровня ИК и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

ю

ВJI 35 кВ Белое

В Л 35 кВ Великое

ю

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

W

н

д

н

д

^ я

io* Н OJ W II № О о

On ^ Я

vo и ю " ся

о^о

00

^    я

Го*    Н OJ W II

№ О    о

о\ ^    Я

VO II    ю

"    ся

0^0

00

w нн

3 2? 8 ii

oj “ai

О

о

w нн

3 2?

8 И

^Lj° OJ “ai

о

о

0\

ю

00

о\

ю

-р*.

00

о Я о ю о ся

JO

"to

СЯ

О td > о td >

О td >

О td > о td >

О td >

0

(J

H

1

H

0 (J H

1

H

ся

td

r

p

00

к

ся

td

r

о

oo

К

о

LtJ

о

LtJ

о

oo

о

On

О

О

00

00

О

оо

о

ON

о

о

^1

-р*.

о

VO

о

о

00

VO

^1

о

VO

о

о

00

VO

о

-р*.

Ю

On

70000

70000

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

п

д

ся

Д

Р

hd

о>

рэ

3

д

ся

д

Р

>

п

К

со

X

В3

>

п

д

ся

Д

Р

О

Ъо

Р

Ъо

VO

0\

ON

JS)

“о

JS)

“о

ю

ю

Я

43

о

й

о

Й

*

<т>

д

д

<т>

н

РЭ

04

Й

д

а

Е

ю

ю

о

BJI № 03 ПС Пошехонье

BJI №10 ПС Пошехонье

ю

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

Д

х

й§?

^ Я п

JO

■л

^ Я

io* Н OJ W II № О о On ^ Я

40 и ю

" ся

о^о

00

их II II

ю    ю о

00    о ^ л

1    О

о    ^ ся

<|    Ul

ю    ю

оо    о

cb    Q

<|    их

40

I

О

оо

о

■л

UJ

о

о

О td > о td >

О td >

О td > о td >

О td >

0 (J

н

1

н

о

О

(J

Н

■

н

о

OJ

о

оо

о

оо

о

40

о

ю

о

40

^1

40

4000

4000

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

п

X

ся

X

Р

TI

о

РЭ

3

Д

ся

X

Р

>

п

X

ся

X

Р

>

п

X

со

X

Р

JS)

\h>

JS)

\h>

40

td

о

<т>

►I

0

1    5=1

8 S

н 2 о н со ^

,_, ю*

JS)

"-J

Ъо

Ъо

Я

43

о

й

о

и

%

а>

д

д

<т>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

ю

ю

ю

BJI №02 ПС Пошехонье

BJI №05 ПС Пошехонье

ю

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

д

х

й§?

^ Я п

JO

'Л

£ *

io* Н OJ W II № О о On ^ Я

40 и ю

" ся

о^о

00

ю

00

о ■

о ^ ся <1 ^

40

I

О

оо

ю

00

о

■л

UJ

о

о

о

о

О td > о td >

О td >

О td > о td >

О td >

0 (J

н

1

н

о

LtJ

О

(J

Н

■

н

о

LtJ

О

00

О

00

о

40

ю

00

оо

о

40

On

2000

2000

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

3

Д

ся

X

Р

TI

о

РЭ

п

X

ся

Д

Р

>

п

X

ся

X

Р

>

п

X

ся

Д

Р

JS)

\h>

JS)

\h>

40

td

о

<т>

*1

0

1    5=1

8 S

н 2 о н ся ^

,_, ю'

Lf\ О

JS)

"-J

Ъо

Ъо

Я

43

о

й

о

и

%

а>

д

д

<т>

н

РЭ

о\

и

X

с

Е

ю

ю

ю

OJ

BJI №07 ПС Пошехонье

BJI №06 ПС Пошехонье

ю

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

д

JO

'Л

^ Я

io* Н OJ W II № О о

On ^ Я

vo и ю " ся

о^о

00

£ *

ю

00

о ■

о ^ ся <1 ^

VO

-р*.

I

о

оо

ю

00

JO

■л

UJ

о

о

UJ

о

о

О td > о td >

О td >

О td > о td >

О td >

0 (J

н

1

н

о

LtJ

О

(J

Н

■

н

о

OJ

О

00

о

оо

о

vo

VO

о

VO

о\

VO

VO

2000

2000

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

3

Д

ся

Д

Р

TI

о

РЭ

п

X

ся

X

Р

>

п

X

ся

X

Р

>

п

X

ся

Д

Р

JS)

\h>

JS)

“и)

VO

td

о

<т>

*1

0

1    5=1

8 S

н 2 о н ся ^

,_, ю'

JS)

"-J

Ъо

Ъо

Я

43

о

й

о

и

%

а>

д

д

<т>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

ю

On

ю

BJI №09 ПС Пошехонье

BJI №08 ПС Пошехонье

ю

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

Д

JO

'М

^ Я

io* Н OJ W II № О о On ^ Я

40 и ю

" ся

о^о

00

£ *

ю    ю о

00    о ^ л

1    О

о    ^ ся

<1    ^

40

I

О

оо

ю

00

JO

'М

UJ

о

о

О td > о td >

О td >

О td > о td >

О td >

0 (J

н

1

н

о

LtJ

О

(J

Н

■

н

о

OJ

О

00

о

оо

о

40

о

40

OJ

о\

км

км

2000

4000

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

3

Д

ся

X

Р

TI

о

РЭ

п

X

ся

X

Р

>

п

X

ся

X

Р

>

п

X

ся

Д

Р

JS)

\h>

JS)

“и)

40

td

о

<т>

*1

0

1    5=1

8 S

н 2 о н ся ^

,_, ю'

КМ 40

JS)

"-J

Ъо

Ъо

Примечания:

1.    В Таблице 2 в графе «Границы интервала относительной погрешность измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95» приведены границы интервала погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 15 до 30 °С.

2.    Нормальные условия:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до 50 °С; ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков: (23 ± 2) °С; УСПД - от 15 до 25 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

3.    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)1н1; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 15 до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cos9=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха - от 15 до 30°С;

-    относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 15 до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М

-    не менее 140000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журнале событий счетчика фиксируются факты:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени.

В журнале событий УСПД фиксируются факты:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение сервера.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    выводы измерительных трансформаторов тока;

-    электросчётчика;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

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

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 220/35/10 кВ «Пошехонье» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 62809-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220/35/10 кВ «Пошехонье». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки», МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1 являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ». Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    УСПД ЯТи-325Н - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - в соответствии с документом ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденным ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.,

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с Приказом Минпромторга России № 1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «СВИК-15-19.АУ.ИС1. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 220/35/10 кВ «Пошехонье».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 220/35/10 кВ «Пошехонье».

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

2.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

3.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

4.    «СВИК-15-19.АУ.ИС1. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 220/35/10 кВ «Пошехонье».