Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ Еланская

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ Еланская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Еланская ПАО «ФСК ЕЭС».

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S и 0,2 S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии),

0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД RTU-325^ Госреестр № 44626-10, зав. № 005678), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительный канал (далее - ИК) состоит из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Данные из УСПД RTU-325Т поступают на уровень ИВК АИИС КУЭ в ЦСОД исполнительного аппарата (далее - ИА) ПАО «ФСК ЕЭС», г. Москва для последующего хранения и передачи.

Далее, данные с уровня АИИС КУЭ в ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» по цифровым каналам связи (на участке «подстанция - ИА ПАО «ФСК ЕЭС» каналы связи организованы посредством малых земных станций спутниковой связи (МЗССС) и на участке «ИА ПАО «ФСК ЕЭС» - ИВК МЭС Сибири» - с использованием единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) поступают в базу данных сервера уровня ИВК МЭС Востока, где происходит хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации смежным субъектам и иным заинтересованным организациям путем формирования файлов формата XML80020.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени в АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ -35HVS (далее - УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже

±5,0 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии 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

Специализированное программное обеспечение АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее -СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп)), имеет структуру автономного программного обеспечения. ПО обладает идентификационными признаками, приведенными в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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.

Продолжение таблицы 2

BJI220 кВ Томь-Усинская ГРЭС Еланская I цепь

BJI220 кВ Томь-Усинская ГРЭС - Еланская II цепь

В-1-220 АТ-1

to

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

д

н

X

II

> to io> to

w О ^ 'J О Н

6

00

о

о

н

д

II

> to io> to

w О ^ 'J О Н

S?A

6 «ь 00 н^

о

о

3 *

о

о

о

JO IO СЛ

iо*

iо* to о VO

ю*

ю*

u> я 00 2

ч II

'О

I

о

On

Н

OJ W || о О А to II 00

н

W II о о

II СЛ

н

II

о

К)

сг>

W

1

<э

"to

СЛ

00

I

о

С\

00

^1

I

о

On

JO IO СЛ

О td >

О td >

О td >

О td >

О td >

О td >

>

00

о

to

£

0

1

т

-р*.

8

>

00

о

to

£

0

1

Т

-р*.

8

>

00

о

to

н ^

к/р

т

-р*.

8

<

НН

СЛ

о

to

00

-р*.

VO

о

о

On

to

о

-р*.

о

о

On

to

о

LtJ

to

00

-р*.

00

00

to

00

-р*.

^1

On

2200000

2200000

On

2200000

TI

о

РЭ

п

X

СИ

X

р

hd

о>

рэ

3

д

со

д

р

&Q

hd

о>

рэ

3

д

со

X

Р

&Q

>

П

К

со

д

В3

>

П

К

со

X

В3

>

п

X

СИ

д

р

&Q

о

\л

О

\У1

JO

VO

JN)

"-J

to

JN)

"-J

to

JN)

"-J

to

td

о

п>

*1

0

1    5=1

о s

н 2 о н а ^

,_, Ю*

On -Р*.

Я

чз

о

ti

о

Й

*

<т>

д

д

<т>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

В Л 110 кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Томь-Усинская ГРЭС -I цепь с отпайками

ВЛ 110 кВ ЮжноКузбасская ГРЭС - Томь-Усинская ГРЭС II цепь с отпайками

БСК-2

ю

Счетчик

Счетчик

Счетчик

тн

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

д

н

д

н

д

3

о

О Ltl О СП

о

о

3

о

о

о

н

II

<э сг>

о

о

w

1

р

к>

сл

ю*

ю*

U)

00 2

ч II

--J 1—1

I

О

С\

ю*

LtJ

^1

00

^1

I

о

00

ю*

1

о

К) сл

О нн

° и

° и

•° <И>

ГТгК>

W    II

о    О

’и    ы

II    сл

^    о

о

л

00

^1

1

о

ON

00

^1

о

О Ltl О СП

о

ON

о

о

td

td

>

>

О

о

td

>

td

>

td

>

td

>

о

о

О

О

>

00

о

ю

И ^ т -р*. 8

>

00

о

IS)

и ^ т -р*. 8

00

о

ю

и ^ т -р*. 8

<

НН

00

<

нн

сл

о

IS)

00

-(^

оо

О

О

ON

О

IS)

о

о

ON

о

-р*.

ю

00

-р*.

VO

о

ю

00

-р*.

00

о

1100000

1100000

Ov

1100000

Т

о

РЭ

Я

н

Д

со

Д

р

TI

<т>

РЭ

я

н

к

со

X

р

т

<т>

РЭ

я

н

д

со

д

р

>

я

н

Д

со

X

р

>

Я

н

Д

со

X

Р

>

я

н

д

со

д

р

Js)

“о

Js)

“о

JS)

“о

JO

"vO

JO

"vO

JO

"vO

LtJ

LtJ

Is)

LtJ

"to

VO

Ъо

Ъо

Ъо

td

о

<T>

►I

о

g Й о s

H 2 о H a ^

,_, Ю*

Ov Ov

Я

чз

о

о

*

<т>

д

д

<т>

н

РЭ

о\

и

X

с

Е

ю

BJI110 кВ Еланская -Хвостохранилище -2

BJI 110 кВ Еланская -Хвостохранилище -1

ШСВ-110

ю

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

д

н

X

3

о

О Ltl

о сг>

о

о

W

3

о.

о

о

W

3

о

о

о

н

II

р

т

о

о

w

1

р

к>

ся

ю*

u>    Я

00    2

ч    II

--J l—l

I

о

G\

ю*

и> я 00 2

ч II

--J 1—1

I

О

С\

ю*

LtJ

^1

00

^1

I

о

00

1

о

К)

сл

О нн

° и

° и

•° <И>

ГТгК>

о

о

И

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

О

О

О

О

О

О

>

00

о

ю

и ^

J^O

Т

-р*.

8

>

оо

о

ю

И ^

Т

8

>

00

о

ю

И ^ т -р*. 8

<

НН

00

<

нн

Ш

О

О

^1

О

о\

оо

о

о

^1

о

о\

ю

00

-р*.

00

LtJ

ю

00

-р*.

00

^1

ю

00

-р*.

00

-р*.

1100000

1100000

On

1100000

Т

о

РЭ

Я

Н

Д

со

Д

р

&Q

TI

<т>

РЭ

я

н

д

со

X

р

т

<т>

РЭ

я

н

д

со

д

р

>

я

н

д

со

X

Р

&Q

>

я

н

Д

со

X

р

>

Я

н

д

со

д

Р

JN)

“о

Js>

“о

Js)

“о

Р

“vO

р

“vO

Р

“vO

LtJ

LtJ

LtJ

VO

Ъо

Ъо

Ъо

td

о

<т>

►I

о

g й о s

н 2 о н а ^

,_, Ю*

On

Я

чз

о

о

и

%

<т>

д

д

<т>

н

рэ

о\

и

д

а

Е

ю

ю

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ВJI 110 кВ Кузнецкая ТЭЦ -Еланская III цепь

Счетчик

В Л 110 кВ Кузнецкая ТЭЦ - Еланская II цепь с отпайкой на ПС Орджоникидзевская

Счетчик

В Л 110 кВ Кузнецкая ТЭЦ - Еланская I цепь с отпайкой на ПС Орджоникидзевская

Счетчик

н

д

н

д

н

д

w

н

II

о

К)

сг>

<э

ю*

ю*

ю*

U)    Я

00    2

ч    II

"-J I—к

I

О

С\

Ч

OJ W || о О

А ю

II 00

Н

OJ W || о О

А ю

II 00

00

I

о

С\

00

I

о

сл

о

о

3 *

о

о

о

3 *

о

о

о

о

о

3

о

о

о

н

т

о

о

О td >

О td >

О td >

О td >

td

>

td

>

О

О

>

00

о

ю

н ^ § > < г -р*. 8

>

00

о

ю

н ^ § > < г -р*. 8

>

00

о

ю

н ^ § > < Г J^O

-р*.

8

<

нн

т

о

ю

00

-р*.

vo

^1

о

ю

оо

-р*.

VO

OJ

о

ю

00

-р*.

^1

^1

о

о

о\

1100000

1100000

On

1100000

TI

<т>

РЭ

3

д

со

д

р

TI

<т>

РЭ

п

д

со

д

р

TI

о

РЭ

п

д

со

Д

Р

>

п

к

со

Д

Р

>

п

д

со

д

р

>

п

д

со

д

Р

Is)

"о

JS)

"о

JS)

"о

JO

"vo

JO

"vo

JO

"vo

00

LtJ

LtJ

VO

Ъо

Ъо

Ъо

LtJ

Is)

td

о

<T>

*1

о

g Й о s

H 2 о H a ^

,_, Ю*

Я

чз

о

ti

о

и

%

<т>

д

д

<т>

н

рэ

о\

и

X

с

Е

ю

BJI110 кВ Еланская Тальжино-1

В-110 АТ-2

В-110 АТ-1

ю

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

д

ю*

ю*

OJ

^1

00

-р*.

^1

I

о

00

ю*

LtJ

^1

00

^1

I

о

00

ю*

LtJ

^1

00

^1

I

о

00

W

н

II

<э сг>

о    нн

°    и

°    и

•°    <И>

О    нн

°    и

°    и

•°    <И>

О    нн

°    и

°    и

•°    <И>

OJ W    ||

о    О

А    Ю

II    сл

^    о

00

--J

I

о

С\

о

о

о

о

о

о

3

о .

о

о

3

о .

о

о

о td >

О td >

о td >

О td >

>

>

td

td

О

О

>

оо

0 ю £ О

1

TI

-р*.

8

>

00

о

ю

Н ^

к/О

-Р*.

8

>

00

о

ю

Н ^ к/р -р*. 8

<

нн

00

<

нн

00

<

нн

Ш

О

О

^1

О

о\

С\

о

о

^1

о

о\

о

о

^1

о

о\

ю

00

-р*.

^1

-р*.

ю

00

-р*.

^1

VO

ю

00

-р*.

00

Ov

1100000

1100000

Ov

1100000

TI

<т>

РЭ

п

х

со

я

Р

TI

<т>

РЭ

3

к

со

X

р

TI

<т>

РЭ

п

X

со

д

Р

SQ

>

п

х

со

Д

Р

>

п

х

со

X

Р

SQ

>

п

х

со

д

Р

SQ

JS)

“о

JN)

“о

JN)

“о

JO

"vO

JO

"vO

JO

"vO

LtJ

LtJ

VO

Ъо

Ъо

Ъо

LtJ

“ю

td

о

<т>

►I

о

g й о s

н 2 о н а ^

,__ Ю*

Ov VO

Продолжение таблицы 2

BJI 110 кВ Еланская Тальжино-2

ЗРУ-10 кВ В-10 АТ-1

БСК-1

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

н

X

н

X

н

х

3

II -р*. О '

о

ю*

00

^1

I

о

On

iо* LtJ ^1 00

^1

I

о

оо

ю*

ю*

OJ

^1

00

-р*.

^1

I

о

оо

О    ин

°    И

°    и

•°    <И>

О    ин

°    И

°    и

•°    <И>

OJ W    ||

о    О

А    Ю

II    сл

^    о

н

II

р

сл

00

^1

I

о

On

о

О Ltl О сл

о

о

о

о

о td >

О td >

о td >

О td >

о td >

О td >

>

00

0 ю р Z

О

1

TI

-Р*.

8

>

00

о

ю

Н ^

к/О

-р*.

8

>

00

о

ю

Н ^ к/р -р*. 8

ся

td

о

00

сл

td

о

00

ю

о

^1

^1

-р*.

On

ю

00

-р*.

VO

ю

00

-р*.

00

о

о

^1

00

о

оо

о

о

^1

оо

о

LtJ

8000

1100000

On

1100000

TI

о

РЭ

п

X

со

Д

Р

hd

o>

p

з

s

CO

X

F

4

<T>

P2

3

5

Cd

X

P

>

п

К

Cd

X

В3

>

n

X

a

X

p

>

n

X

a

X

p

JN)

\h>

p

"vo

p

"vo

О

О

LtJ

“u)

LtJ

"to

LtJ

"to

vo

"vo

Ъо

Ъо

td

о

CD

l—I О

й к о н

К

о

н

о >

СО ю*

On о

Примечания:

1.    В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± 5 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87); токе ТТ, равном 2 (5) % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 30°С .

2.    Нормальные условия:

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

-    параметры сети: диапазон напряжения (от 0,98 до 1,02)Цн; диапазон силы тока (от 1,0 до 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности от cos9 (sin9) до 0,87(0,5); частота (50±0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 45 до плюс 45°С; (23±2)°С счетчиков: в части активной энергии, (20±2)°С для счетчиков в части реактивной энергии ГОСТ 26035-83 ; УСПД - от плюс 15 до плюс 25 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (от 0,9 до 1,1)Цн1; диапазон силы первичного тока (от 0,01 (0,02) до 1,2)!н1; коэффициент мощности от cos9 (sin9) 0,5 до 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50±0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 65°С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа;

для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (от 0,9 до 1,1)Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности от cos9 (sin9) 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 65 °С;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа;

для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

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

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

4. Допускается замена компонентов АИИС КУЭ электроэнергии на аналогичные, утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

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

-    счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 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 журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-    попытка несанкционированного доступа;

-    факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    ИВК.

- наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

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

-    ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не менее 35 суток;

-    ИВКЭ - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ Еланская типографским способом.

Комплектность

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 63922-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ Еланская. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16.03.2016 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. 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. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006;

-    для УСПД RTU-325Т - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325Т. Методика поверки ДЯИМ.466215. 005 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

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

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

-    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 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе П0239-0060-038-АКУ.ТРП «Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Еланская. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Проектная документация».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ Еланская

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».