Назначение
Система телемеханики и связи (СТМиС) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (далее - СТМиС) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока, среднего по трем фазам действующих значений силы электрического тока, действующих значений фазного напряжения, действующих значений линейного напряжения, частоты переменного тока, активной, реактивной и полной мощности, а так же регистрации и хранения телесигналов и телеизмерений во времени, нормальных и аварийных процессов и событий.
Описание
СТМиС представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
СТМиС включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) регистраторы цифровые РЭС-3, счетчики электрической энергии многофункциональные ION 7330, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов СТМиС приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) Краснополянская ГЭС, серверы с установленным программным обеспечением (далее - ПО) «Оперативно-Информационный Комплекс «СК-2007», каналообразующую аппаратуру, коммутаторы ЛВС, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями СТМиС.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы измерительных преобразователей, преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре преобразователя с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения вычисляются действующие значения силы электрического тока (I), среднее по трем фазам действующие значения фазных и линейных напряжений (U), активная (Р), реактивная (Q) и полная (S) мощность и частота переменного тока (f).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ION поступает в базы данных серверов ОИК
«СК-2007», где выполняется присвоение меток времени и дальнейшая обработка измерительной информации (формирование протокола МЭК 870-5-104 и т. п.).
В каналах регистрации аварийных событий РЭС-3 цифровому сигналу выполняется присвоение меток времени и дальнейшая обработка измерительной информации. Для хранения аварийных процессов зафиксированных РЭС-3, данные поступают в сервера ОИК «СК-2007».
Обмен информацией между АРМ и ОИК «СК-2007» осуществляется по интерфейсу Ethernet.
Для передачи телемеханической информации в Филиал АО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ по основному и резервному каналам связи используются протоколы МЭК 870-5-104 и протоколы FTP для осуществления доступа к базе данных регистратора аварийных событий на серверах системы.
СТМиС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени типа УСВ-2, который синхронизирован с сигналами точного времени от GPS-приемника с погрешностью синхронизации ±10 мкс. УСВ-2 производит синхронизацию времени сервера АИИС КУЭ Краснополянская ГЭС
ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» при максимальном расхождении времени сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 не более ±90 мс. Сервер АИИС КУЭ контролирует рассогласование времени серверов СТМиС относительно собственного времени и по достижении рассогласования 10 мс корректирует время таймеров серверов СТМиС по протоколу SNTP и раз в 15 мин корректирует время таймера регистраторов РЭС-3 по протоколу DNP.
Программное обеспечение
В СТМиС используется ПО «Оперативно - Информационный Комплекс «СК-2007» (далее - ПО ОИК «СК-2007») версии 7.6.4.125, в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1.
ПО ОИК «СК-2007» 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 ОИК «СК-2007».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | FuncDll.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО | 7.6.4.125 |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 70115651B774BF787B59B3D692FE12A9 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
ПО ОИК «СК-2007» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов СТМиС и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов СТМиС и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о К | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Преобразователь | Измеряемые параметры | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условии-ях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Краснополянская ГЭС |
| 1 | ВЛ 110 кВ Бытха | ТАТ Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | 1а,1Ь,1с,1ср P a,Pb,P c,P сум 0а,0ъ,0е,0сум ^^Ь^с^сум | ±0,7 ±1,2 ±2,2 ±1,0 | ±0,7 ±1,8 ±3,3 ±1,5 |
| | | ТАТ | НАМИ-110 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | 1а,1Ь,1с,1ср P a,Pb,P c,P сум Оа^Ос^сум ^^Ь^с^сум | ±0,7 ±1,2 ±2,2 ±1,0 | ±0,7 ±1,8 ±3,3 ±1,5 |
| 2 | ВЛ 110 кВ Хоста | Кл. т. 0,5 600/5 | Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
| 3 | Т1 ст. 110 кВ | ТАТ Кл. т. 0,5 300/5 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | 1а,1Ь,1с,1ср P a,Pb,P c,P сум Оа,ОЬ,Ос,Осум Sa,Sb,Sc,Sсум | ±0,7 ±1,2 ±2,2 ±1,0 | ±0,7 ±1,8 ±3,3 ±1,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 4 | Т2 ст. 110 кВ | ТАТ Кл. т. 0,5 300/5 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | ^-аДьДсДср P a,Pb,P c,P сум 0а,0ъ,0с,0сум Sa,Sb,Sc,Sсум | ±0,7 ±1,2 ±2,2 ±1,0 | ±0,7 ±1,8 ±3,3 ±1,5 |
| 5 | СЭВ 110 кВ | ТАТ Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср Иа,иь,ис,иср Uab,Ubc,Uca,Uср P a,Pb,P c,P сум О^ьО^сум Sa,Sb,Sc,Sсум f | ±0,7 ±0,7 ±1,2 ±1,2 ±2,2 ±1,0 ±0,01 | ±0,7 ±0,8 ±1,5 ±1,8 ±3,3 ±1,5 ±0,01 |
| 6 | ГГ1 6 кВ | ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 Кл. т. 0,5 1000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср Ua,Ub,Uc,Uср Uab,Ubc,Uca,Uср P a,Pb,P c,P сум Qa^^c^ Sa,Sb,Sc,Sсум f | ±0,7 ±0,9 ±1,3 ±1,3 ±2,4 ±1,1 ±0,01 | ±0,7 ±1,0 ±1,6 ±1,9 ±3,4 ±1,6 ±0,01 |
| 7 | ГГ2 6 кВ | ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 Кл. т. 0,5 1000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср Ua,Ub,Uc,Uср Uab,Ubc,Uca,Uср P a,Pb,P c,P сум О^ьО^сум Sa,Sb,Sc,Sсум f | ±0,7 ±0,9 ±1,3 ±1,3 ±2,4 ±1,1 ±0,01 | ±0,7 ±1,0 ±1,6 ±1,9 ±3,4 ±1,6 ±0,01 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 8 | ГГ3 6кВ | ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 Кл. т. 0,5 1000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | ION7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср Ua,Ub,Uc,Uср Uab,Ubc,Uca,Uср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум ^^Ы^^сум f | ±0,7 ±0,9 ±1,3 ±1,3 ±2,4 ±1,1 ±0,01 | ±0,7 ±1,0 ±1,6 ±1,9 ±3,4 ±1,6 ±0,01 |
| 9 | ГГ4 6 кВ | ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 Кл. т. 0,5 1000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | ION7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср Ua,Ub,Uc,Uср Uab,Ubc,Uca,Uср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум Sa,Sb,Sc,Sсум f | ±0,7 ±0,9 ±1,3 ±1,3 ±2,4 ±1,1 ±0,01 | ±0,7 ±1,0 ±1,6 ±1,9 ±3,4 ±1,6 ±0,01 |
| 10 | Т1 ввод 6кВ | ТЛШ-10 Кл. т. 0,5 4000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | ION7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум Sa,Sb,Sc,Sсум | ±0,7 ±1,3 ±2,4 ±1,1 | ±0,7 ±1,9 ±3,4 ±1,6 |
| 11 | Т2 ввод 6кВ | ТЛШ-10 Кл. т. 0,5 4000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | ION7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум ^^^^^сум | ±0,7 ±1,3 ±2,4 ±1,1 | ±0,7 ±1,9 ±3,4 ±1,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 12 | СМВ 6 кВ | ТЛШ-10 У3 Кл. т. 0,5 4000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср Ua,Ub,Uc,Uср Uab,Ubc,Uca,Uср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум Sa,Sb,Sc,Sсум f | ±0,7 ±0,9 ±1,3 ±1,3 ±2,4 ±1,1 ±0,01 | ±0,7 ±1,0 ±1,6 ±1,9 ±3,4 ±1,6 ±0,01 |
| 13 | ВЛ 110 кВ Поселковая | ТАТ Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум Sa,Sb,Sc,Sсум | ±0,7 ±1,2 ±2,2 ±1,0 | ±0,7 ±1,8 ±3,3 ±1,5 |
| 14 | ВЛ 110 кВ Лаура | ТАТ Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум Sa,Sb,Sc,Sсум | ±0,7 ±1,2 ±2,2 ±1,0 | ±0,7 ±1,8 ±3,3 ±1,5 |
| 15 | Т1 ввод 10кВ | Т0Л-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 | НАЛИ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум Sa,Sb,Sc,Sсум | ±0,7 ±1,3 ±2,4 ±1,1 | ±0,7 ±1,7 ±3,4 ±8,7 |
| 16 | Т2 ввод 10кВ | Т0Л-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 | НАЛИ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум Sa,Sb,Sc,Sсум | ±0,7 ±1,3 ±2,4 ±1,1 | ±0,7 ±1,7 ±3,4 ±8,7 |
| 17 | ТСН 1 6 кВ | ТЛП-10-2 Кл. т. 0,5S 150/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | Ia,Ib,Ic,Iср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум Sa,Sb,Sc,Sсум | ±0,7 ±1,3 ±2,4 ±1,1 | ±0,7 ±1,7 ±3,4 ±8,7 |
| 18 | ТСН 2 6 кВ | ТЛП-10-2 Кл. т. 0,5S 150/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | I0N7330 Кл. т. 0,5S/0,5 | ^ДьДсДср P a,Pb,P c,P сум Qa,Qb,Qc,Qсум Sa,Sb,Sc,Sсум | ±0,7 ±1,3 ±2,4 ±1,1 | ±0,7 ±1,7 ±3,4 ±8,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 19 | I с. ш. 110 кВ II с. ш. 110 кВ I c. ш. 6 кВ II c. ш. 6 кВ | - | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 | РЭС-3 Кл. т. 0,4 Зав. № 37127 | Ua,Ub,Uc,Uср f | ±0,8 ±0,06 | ±0,8 ±0,06 |
| 20 | I с. ш. 110 кВ II с. ш. 110 кВ | - | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | РЭС-3 Кл. т. 0,4 Зав. № 09113409 | Ua^U^ f | ±0,6 ±0,06 | ±0,8 ±0,06 |
Погрешность ведения времени СТМиС не превышает ±100 мс.
Примечания:
1. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
2. Погрешность в нормальных и рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 20 от плюс 10 до плюс 40 °C.
3. Допускается замена измерительных трансформаторов, преобразователей на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена устройства синхронизации времени на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа СТМиС как его неотъемлемая часть.
В таблице 2 приняты следующие обозначения:
Ia,Ib,Ic - действующее значение силы электрического тока по фазам А, В и С соответственно;
!ср - среднее по трем фазам действующее значение силы электрического тока;
U^U^U^U^ - действующее значение фазного напряжения по фазам А, В, С и среднее соответственно;
U^U^U^U^ - действующее значение линейного напряжения по фазам А, В, С и среднее соответственно;
Ра,Рь,Рс,Рсум - активная мощность по фазам А, В, С и среднее соответственно;
Q^QbQ^Q^ - реактивная мощность по фазам А, В, С и среднее соответственно;
S^S^ - полная мощность по фазам А, В, С и среднее соответственно;
f - частота переменного тока.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, С: | |
| ION 7330, оС | от -40 до +60 |
| РЭС-3, оС | от +1 до +45 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в СТМиС компонентов: Счетчики roN7330 : | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Регистратор цифровой РЭС-3 : | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 150000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Регистратор цифровой РЭС-3: - максимальная продолжительность регистрации аварийного | |
| режима, мин | 60 |
| - при отключении питания, лет, не менее | не ограничено |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания всех компонент СТМиС выполнено посредством автоматического ввода резерва и источников бесперебойного питания;
Защита технических и программных средств СТМиС от несанкционированного
доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, регистраторах цифровых РЭС-3, сервере;
- организация доступа к информации на сервере посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
Возможность коррекции времени в:
-счетчиках (функция автоматизирована);
-цифровых регистраторах (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему телемеханики и связи (СТМиС) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки СТМиС входит техническая документация на СТМиС и на комплектующие средства измерений.
Комплектность СТМиС представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность СТМиС
| Наименование | Тип | Рег № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТАТ | 29838-05 | 12 |
| Трансформатор тока | ТАТ | 29838-11 | 9 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 | 47958-11 | 12 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 64182-16 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 У3 | 47957-11 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 32139-11 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10-2 | 30709-11 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 | 24218-13 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ-10 | 38394-08 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ЮШ330 | 22898-07 | 18 |
| Регистратор цифровой | РЭС-3 | 37466-08 | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-09 | 1 |
| Программное обеспечение | ОИК «СК-2007» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-155-2018 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.529.4 ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-155-2018 «Система телемеханики и связи (СТМиС) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП »ВНИИМС» 27 июля 2018 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 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчики электрической энергии многофункциональные КЖ7330 - по документу «Счётчики электрической энергии многофункциональные ION. Методика поверки, утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ» им. Менделеева» 22 января 2002 г;
- регистраторы цифровые РЭС-3 - по документу МП 76-262-2006
- «Регистраторы цифровые РЭС-3». Методика поверки, утвержденным УНИИМ в январе 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений действующих значений силы электрического тока, среднего по 3-м фазам действующих значений силы электрического тока, действующих значений фазного напряжения, действующих значений линейного напряжения, частоты переменного тока, активной, реактивной и полной мощности с использованием системы телемеханики и связи (СТМиС) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе телемеханики и связи (СТМиС) Краснополянская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 14014-91 Приборы и преобразователи цифровые напряжения, тока, сопротивления
Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 26.205-88 Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия ГОСТ Р МЭК 870-4-93 Устройства и системы телемеханики. Часть 4. Технические
требования
72769-18: Методика поверки МП 206.1-155-2018Скачать4.0 Мб