| Номер в госреестре | 75742-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (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), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) 59086-14), включающий в себя центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС» и Магистральных электрических сетей (МЭС) ПАО «ФСК ЕЭС», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы 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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-232, 485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных 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.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений (в формате ХМЬ) и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 500 кВ Хабаровская ПАО «ФСК 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.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с источником точного времени более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков, с периодичностью 1 раз в 30 минут, УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью не хуже ±5с.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО 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 АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже | 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | DataServer. exe, DataServer_U SPD. exe |
| Примечание: Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО - MD5 | |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ ЕНЭС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики_
| № № ИК | Наименова ние точки измерений | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | ^ PQ УУ | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС -Хабаровская №1 (Л-511) | CA 525 КТ 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 23747-02 | DFK 525 КТ 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 Рег. № 23743-02 (DFK 525 КТ 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 Рег. № 23743-02 DFK 525 КТ 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 Рег. № 23743-02) | Альфа А1800 КТ 0,2S/0,5 Р ег. № 3 1 8 5 7-06 | RTU-325T Рег. № 44626-10 / УССВ-2 Рег. № 54074-13 | Активная Реактивная |
| 2 | ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС -Хабаровская №2 (Л-514) | IMB550 КТ 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 32002-06 | CPB 550 КТ 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 Рег. № 15853-96 (DFK 525 КТ 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 Рег. № 23743-02 DFK 525 КТ 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 Рег. № 23743-02) | Альфа А1800 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | Активная Реактивная | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 3 | ВЛ 220 кВ Хабаровская -НПС-1 | CA 245 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 23747-02 | CPB 245 КТ 0,5 Ктн = 220000/V3/100/V3 Рег. № 15853-96 (DFK 245 КТ 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 Рег. № 23743-02) | Альфа А1800 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 | Активная Реактивная |
| 4 | 0ЭВ-220 | SB 0,8 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 20951-06 | CPB 245 КТ 0,5 Ктн = 220000/V3/100/V3 Рег. № 15853-96 (DFK 245 КТ 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 Рег. № 23743-02) | Альфа А1800 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 5 | ВЛ 220 кВ Хабаровская -НПС-2 с отпайкой на ПС Литовко | CA 245 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 23747-02 | DFK 245 КТ 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 Рег. № 23743-02 (CPB 245 КТ 0,5 Ктн = 220000/V3/100/V3 Рег. № 15853-96) | Альфа А1800 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 6 | КРУН-4 10 кВ, яч.3 | Т0Л-СЭЩ-10 КТ 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 7 | КРУН-4 10 кВ, яч.4 | Т0Л-СЭЩ-10 КТ 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | |
| 8 | КЛ-0,4 кВ ОАО «Ростелеком» (ТСН-1, ЩСН-0,4 кВ, ПСН №187) | ТОП КТ 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 47959-11 | - | Альфа А1800 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 9 | КЛ-0,4 кВ ОАО «Ростелеком» (ТСН-2, ЩСН-0,4 кВ, ПСН №208) | ТОП КТ 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 47959-11 | - | Альфа А1800 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | RTU-325T Рег. № 44626-10 / УССВ-2 Рег. № 54074-13 | Активная Реактивная |
| 10 | КЛ-0,4 кВ ОАО «Мегафон» №2 (ШУ №1 от ПСН №208 ТСН-1) | Т-0,66 КТ 0,5S Ктт = 30/5 Рег. № 17551-06 | - | Альфа А1800 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | Активная Реактивная | |
| 11 | КЛ-0,4 кВ ОАО «Мегафон» №1 (ШУ №2 от ПСН №189 ТСН-1) | Т-0,66 КТ 0,5S Ктт = 30/5 Рег. № 17551-06 | - | Альфа А1800 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | Активная Реактивная | |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
| Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Г раницы основной относительной погрешности ИК (±^), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iнl | 1,0 | 1,1 | 1,8 | 1,2 | 1,3 | 1,9 |
| 0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl | 0,6 | 0,8 | 1,3 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | |
| 0,2Iнl < I1 < Iнl | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,9 | 1,2 | |
| 1^н1 < Jl < 1,21н1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,9 | 1,2 | |
| 3 - 7 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)Iнl < Il < 0,05Iнl | 1,1 | 1,3 | 2,1 | 1,3 | 1,5 | 2,2 |
| 0,05Iн1 < J1 < 0,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,7 | 1,0 | 1,2 | 1,8 | |
| 0,21н1 < J1 < 1н1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |
| 1н1 < J1 < 1,21н1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
| 8 - 11 (ТТ 0,5S; ТН -; Сч 0,5S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 2,0 | 2,6 | 4,7 | 2,3 | 2,9 | 4,9 | ||
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,0 | 1,6 | 2,8 | 1,6 | 2,0 | 3,2 | |||
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,7 | 2,3 | |||
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,7 | 2,3 | |||
| Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Г раницы основной относительной погрешности ИК (±^), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||||||
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||||
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl | 2,1 | 1,5 | 2,8 | 2,1 | ||||
| 0,05Iн1 < 1^1 < 0,21^н1 | 1,3 | 1,0 | 1,7 | 1,4 | |||||
| 0,2U < I1 < Iнl | 0,9 | 0,7 | 1,2 | 1,0 | |||||
| U < I1 < 1,2Iнl | 0,9 | 0,7 | 1,1 | 1,0 | |||||
| 3 - 7 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iнl | 2,0 | 1,6 | 2,4 | 2,0 | ||||
| 0,05U < I1 < 0,2Iнl | 1,6 | 1,1 | 2,1 | 1,7 | |||||
| 0,2U < I1 < Iнl | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,6 | |||||
| U < Il < 1,2Iнl | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,6 | |||||
| 8 - 11 (ТТ 0,5S; ТН -; Сч 1,0) | 0,01(0,02)Iнl < Ii < 0,05Iнl | 4,7 | 3,2 | 6,1 | 4,4 | ||||
| 0,05U < 1^1 < 0,21^н1 | 2,8 | 1,9 | 3,6 | 2,7 | |||||
| 0,2U < 1^1 < Ll | 1,8 | 1,4 | 2,4 | 2,0 | |||||
| Ifll < 1^1 < 1,2^1 | 1,8 | 1,3 | 2,2 | 1,9 | |||||
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с | 5 | ||||||||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С. | |||||||||
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| ТУ 4228-011-29056091-11 | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1(2) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды, °С | |
| - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для электросчетчиков | от -40 до +65 |
| - для УСПД | от 0 до +50 |
| - для УССВ | от -10 до +55 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за | |
| месяц, сут, не менее | 45 |
| Сервер: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного 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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | CA 525 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | IMB550 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | CA 245 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока встроенные | SB 0,8 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 шт. |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 М У3 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения емкостные | DFK 525 | 9 шт. |
| Трансформаторы напряжения | CPB 550 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | CPB 245 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения емкостные | DFK 245 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 11 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325T | 1 шт. |
| У стройства синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-052-2019 | 1 экз. |
| Формуляр | НПМС.411711.001.РД-АК139.ФО | 1 экз. |
осуществляется по документу МП-312235-052-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 04.04.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 ГСИ. 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, МИ 2982-2006 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 500...750/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- электросчетчиков Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;
- электросчетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RTU-325T - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководителем ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская
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
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
