Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волжская ТГК" - ПОК. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волжская ТГК" - ПОК

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1238 п. 33 от 05.08.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» - ПОК (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 измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер ИВК, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-3 (Зав. № 0075), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК№№ 1-7 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на шкаф связи, откуда сигнал посредством ЛВС ОАО «Волжская ТГК» поступает на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК№ 8-10, 12 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-коммуникаторы С-1.02, далее по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК№ 11 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на шкаф связи с GSM-коммуникатором С-1.02, далее по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-3, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3. Предел допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) составляет не более 0,0001 с. Часы сервера синхронизированы с часами УСВ-3, синхронизация осуществляется один раз в час вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера производится каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков осуществляется независимо от наличия расхождений.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ». ПО «Пирамида 2000» выполняет функцию сбора данных в системе. Функции обработки, хранения и передачи данных в энергосбытовую компанию выполняет ПО «Энфорс АСКУЭ». ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000». Программы, входящие в состав ПО «Пирамида 2000» и «Эн-форс АСКУЭ», указаны в таблице 1.

Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Пирамида 2000»

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219 065d63da949114 dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb1 7c83f7b0f6d4a13 2f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b1 56a0fdc27e1ca48 0ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799 bb3ccea41b548d 2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b73726 1328cd77805bd1 ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства

МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e6 6494521f63d00b 0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf40 55bb2a4d3fe1f8f 48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3f d3215049af1fd97 9f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cd c23ecd814c4eb7c a09

MD5

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e 2884f5b356a1d1 e75

MD5

ПО «Энфорс АСКУЭ»

Модуль расчета вычисляемых показателей

CalcFormula.exe

2.2.1.20

ced70f330d11fd

08bdfe91f4f729

386e

MD5

Модуль формирования макетов XML 80020

M80020.exe

2.3.0.12

ce7bb2858a21d ff28b925816a3a 1dda0

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.

ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

ПО «Энфорс АСКУЭ» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПП-022-1224 от 02 сентября 2013 года, выданное АНО «МИЦ».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

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

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические

характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» - ПОК и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

ИВК

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПОК РП-57 6/0,4 кВ, ЗРУ-6кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 47, ф. 61

ТВЛМ-10 1500/5

Кл.т.0,5 Зав. № 98252 Зав.№ 45315

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 11039

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0804142865

IBM System x3650 M2 Зав.№ KD11Z7F

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,9

2

ПОК РП-57 6/0,4 кВ, РУСН-6кВ, 5 с.ш. 6 кВ, яч. 98, ф.58

ТОЛ-10 600/5

Кл.т.0,5 Зав. №27412 Зав.№ 10693

НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав.№ 591

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0801142423

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,8

3

ПОК РП-57 6/0,4 кВ, ЗРУ-6кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 6, ф.56

ТВЛМ-10 1000/5

Кл.т. 0,5 Зав.№ 45466 Зав.№ 45529

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 3304

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0804142837

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,9

4

ПОК РП-57 6/0,4 кВ, ЗРУ-6кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 22, ф.13

ТВЛМ-10 1000/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 45524 Зав. № 45525

НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав.№ 825

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0804142879

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,8

5

ПОК РП-57 6/0,4 кВ, ЗРУ-6кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 65, ф.28

ТВЛМ-10 1000/5

Кл.т. 0,5 Зав.№ 84905 Зав.№ 48253

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 00808

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0804142854

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,9

6

ПОК РП-57 6/0,4 кВ, РУСН-6кВ, 6 с.ш. 6 кВ, яч. 113, ф.6

ТЛК-10-6У3 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 6336 Зав.№ 6321

НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав.№ 3372

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0103074033

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,7

7

ПОК РП-57 6/0,4 кВ, сборка резервного питания РУСН-6кВ, с.ш. 6 кВ, яч. 100

ТЛК-10-6У3 1500/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 4801 Зав.№ 4717

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

Зав.№ 2616100000001

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0107080321

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,8

8

ПОК РУ-3 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, п. 4, ф. ООО "ГСК-172"

ТОП-0,66 100/5

Кл.т. 0,2S Зав.№2095166 Зав.№ 2095167 Зав.№ 2095165

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№0606120685

Активная

Реактивная

± 0,7

± 1,3

± 2,4

± 4,4

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

ПОК РУ-2 0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, п. 6, ф. ООО "Электрон-авто"

Т-0,66 М У3 300/5

Кл.т. 0,5S Зав.№ 701657 Зав.№ 701663 Зав.№ 701660

_

ПСЧ-3АРТ.07.132.4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06004792

IBM System x3650 M2 Зав.№ KD11Z7F

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,5

± 5,9

10

ПОК РУ-2 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, п. 28, ф. СОООО "Всероссийское общество автомобилистов"

ТОП-0,66 50/5

Кл.т. 0,2S Зав.№ 2095164 Зав.№ 2095161 Зав.№ 2095160

_

ПСЧ-3АРТ.07.132.4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06004793

Активная

Реактивная

± 0,7

± 1,3

± 2,4

± 4,4

11

ПОК ВрУ-1 0,4 кВ ОАО "СМАРТС", с.ш. 0,4 кВ, ф. СМАРТС

Т-0,66 У3 50/5

Кл.т. 0,5S Зав.№ 053427 Зав.№ 053494 Зав.№ 053547

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0609125037

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,5

± 5,9

12

ПОК РУ-1 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, п. 19, ф. ООО "Средневолжская газовая компания"

Т-0,66 У3 50/5

Кл.т. 0,5S Зав.№ 062835 Зав.№ 062831 Зав.№ 062840

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0607123038

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,5

± 5,9

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).

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

3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающей среды: (23±2) °С.

5 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0(0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40 °С до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 25 °С;

- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 °С до плюс 40 °С.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК и УСВ-3 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

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

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- счётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- счётчик ПСЧ-3АРТ-07  - среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее

Т = 88 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 часа

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

-   журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера ИВК;

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- счетчика электрической энергии;

- сервера ИВК

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- сервера ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не

менее 5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» - ПОК типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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

Наименование компонента

Тип компонента

№ Госреестра

Количество

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1856-63

8

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

7069-79

2

Трансформаторы тока

ТЛК-10-5,6

9143-01

4

Трансформаторы тока опорные

ТОП-0,66

15174-06

6

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

Т-0,66 М У3/П

50733-12

3

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

22656-07

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

3

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-07

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

5

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

3

Счетчики электрической энергии трехфазные

ПСЧ-3АРТ.07

36698-08

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

51644-12

1

Наименование компонента

Тип компонента

№ Госреестра

Количество

Методика поверки

_

_

1

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 58059-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» -ПОК. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 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»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

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

- счетчик СЭТ-4ТМ.03   - в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

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

- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

- счетчик ПСЧ-3АРТ.07 - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.147РЭ1 (Счетчики электрической энергии трехфазные статические ПСЧ-3АРТ.07 Руководство по эксплуатации Приложение Г Методика поверки), являющейся приложением в руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.147РЭ и согласованным с руководителем ГСИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;

- устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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 с счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» - ПОК для оптового рынка электроэнергии», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» - ПОК

1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2. ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание