Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Апрельская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Апрельская ПАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на выходы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии 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 коммуникационный сервер ИВК автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически с помощью приемника точного времени, принимающего сигналы точного времени от навигационной спутниковой системы GPS, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и приемника точного времени на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»). СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | ПС Апрельская 220/110/10/0,4 кВ ввод 220 кВ КамГЭС | ТФЗМ 220Б-1У У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 5445; 6143; 5438 Госреестр № 6540-78 | НАМИ-220 кл.т 0,2S Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 2446; 2449; 2447 Госреестр № 60353-15 | EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471961 Госреестр № 25971-06 | ЭК0М-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 2 | ПС Апрельская 220/110/10/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Апрельская- ТЭЦ-5 I цепь | ТФЗМ 110Б-1У У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Зав. № 9939; 10140; 10191 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1470374; 1470489; 1470491 Госреестр № 14205-94 | EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471962 Госреестр № 25971-06 | ЭК0М-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 3 | ПС Апрельская 220/110/10/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Апрельская- ТЭЦ-5 II цепь | ТФЗМ 110Б-1У У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Зав. № 10158; 10164; 10085 Госреестр № 2793-88 | НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 11030; 11035; 11037 Госреестр № 60353-15 | EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471963 Госреестр № 25971-06 | ЭК0М-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 4 | ПС Апрельская 220/110/10/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Апрельская- Очёр | ТФЗМ 110Б-1У У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Зав. № 10151; 10204; 10155 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1470374; 1470489; 1470491 Госреестр № 14205-94 | EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471964 Госреестр № 25971-06 | ЭК0М-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 5 | ПС Апрельская 220/110/10/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Апрельская-Морозово | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Зав. № 10203; 10172; 10187 Госреестр № 2793-88 | НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 11030; 11035; 11037 Госреестр № 60353-15 | EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471965 Госреестр № 25971-06 | ЭК0М-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 6 | ПС Апрельская 220/110/10/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Апрельская- Заречье I цепь | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Зав. № 10134; 10139; 10208 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1470374; 1470489; 1470491 Госреестр № 14205-94 | EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471966 Госреестр № 25971-06 | ЭК0М-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 7 | ПС Апрельская 220/110/10/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Апрельская- Заречье II цепь | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Зав. № 10081; 9943; 10192 Госреестр № 2793-88 | НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 11030; 11035; 11037 Госреестр № 60353-15 | EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471967 Госреестр № 25971-06 | ЭК0М-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 8 | ПС Апрельская 220/110/10/0,4 кВ ВЛ 110 кВ Апрельская-КамГЭС II цепь | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Зав. № 10163; 9994; 10175 Госреестр № 2793-88 | НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 11030; 11035; 11037 Госреестр № 60353-15 | EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577731 Госреестр № 25971-06 | ЭК0М-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 9 | ПС Апрельская 220/110/10/0,4 кВ ОВМ 110 кВ | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 10150; 10165; 10166 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1470374; 1470489; 1470491 Госреестр № 14205-94 | EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471970 Госреестр № 25971-06 | ЭК0М-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 10 | ПС 220 кВ Апрельская ТСН 2 0,4 кВ | ТШ-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 37682; 88869; 71200 Госреестр № 21573-01 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0105078007 Госреестр № 27524-04 | ЭК0М-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 11 | ТСН 1 0,4 кВ | ТШ-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 37676; 54543; 37683 Г осреестр № 21573-01 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0102075377 Госреестр № 27524-04 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
| 12 | ПС Апрельская 220/110/10/0,4 кВ КВЛ 10 кВ РП- 1 (фидер №7) | ТЛМ-10-2 УЗ кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 8020; 8073; 8018 Госреестр № 2473-69 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 140 Госреестр № 831-69 | EPQS 111.23.27.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01122215 Госреестр № 25971-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 3081966 Госреестр № 17049-09 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % |
| §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I5 %£I изм<! 20 % | I 2 О % IA IsT1 з 2 А 0 о ''ч ©х | 1I 0 0 £ IA 1 я з 2 IA 1 2 о ''ч ©х |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1, 3, 5, 7, 8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,6 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,5 | ±5,4 | ±2,8 | ±2,0 |
| 2 4 6 9 12 •^5 1 , 'w/5 А ^ (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 10, 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 |
| 0,7 | ±3,4 | ±1,8 | ±1,3 |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относит ИК при измерении реактивной электри рабочих условиях эксплуатации АИ | ельной погрешности ческой энергии в ИС КУЭ (5), % |
| §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I5 %£I изм< 20 % | I 2 О % 1Л з 2 Л 0 о ''ч ©х | I100 “/о^изм^ШУо |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1, 3, 5, 7, 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | ±6,5 | ±3,5 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,2 | ±1,9 |
| 0,5 | ±2,9 | ±1,9 | ±1,6 |
| 2 4 6 9 12 •^5 1 , 'w/5 А ^ (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,6 | ±3,8 | ±3,0 |
| 0,8 | ±4,6 | ±2,8 | ±2,3 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | ±3,0 | ±2,0 | ±1,7 |
| 10, 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | ±6,4 | ±3,2 | ±2,2 |
| 0,8 | ±4,4 | ±2,3 | ±1,6 |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,5 | ±2,6 | ±1,5 | ±1,2 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответсвующие вероятности 0,95;
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^^ до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2^н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °С; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50±0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/Цн1 до 1,1^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,2^н1;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8/Цн2 до 1,15-U^; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -!н2 до 2^н2;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
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;
- счетчики электроэнергии EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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 счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 220Б-ГУ У1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 | 24 |
| Трансформатор тока | ТШ-0,66У3 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10-2 УЗ | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-220 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS 111.21.18.LL | 9 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS 111.23.27.LL | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.08 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-3590-500-2016 | 1 |
| Паспорт - формуляр | П2200444-АУВП.411711.ФСК.032.08ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3590-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Апрельская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 30.09.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для 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»;
- для счетчиков электроэнергии EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 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 счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Апрельская».
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Апрельская
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».
65460-16: Методика поверки РТ-МП-3590-500-2016Скачать1.4 Мб