| Номер в госреестре | 55843-13 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Старорусская" |
| Изготовитель | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская» (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 330 кВ «Старорусская» ОАО «ФСК ЕЭС».
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 37288-08), коммутационное оборудование;
3-ий 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 филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада) 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 на базе приемника GPS; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персональго компьтера (далее по тексту -ПК); каналообразующую аппаратуры; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) со встроенным GPS-приемником, обеспечивающем синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера 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 ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,
| обеспечиваемое п Таблица 1 | рограммными средствами. - Сведения о программном обеспечении | |||
| Идентификационн ое наименование ПО | Номер версии (идентификационны й номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификато ра ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| e357189aea0466e98 b0221dee68d1e12 | amrserver.exe | |||
| 745dc940a67cfeb3a1 b6f5e4b17ab436 | amrc.exe | |||
| "АльфаЦЕНТР" | v. 11.07.01.01 | ed44f810b77a6782a bdaa6789b8c90b9 | amra.exe | MD5 |
| 0ad7e99fa26724e65 102e215750c655a | cdbora2.dll | |||
| 0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c | encryptdll.dll | |||
| b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd | alphamess.dll | |||
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИИК | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская - Русса, Л.Старорусская | ТФЗМ 110Б-1У У1 кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8683; 8590; 8684 Госреестр № 26422-04 | НКФ110-83У1 кл. т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 61491; 61459; 61474 Госреестр № 1188-84 | ЕЛ02КЛЬ-Р3С-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01047609 Госреестр № 16666-97 | RTU-325 зав. № 000650 Госреестр № 37288-08 |
| 2 | ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская -Шимск с отпайками на ПС Вороново, Солобко, Коростынь, Л.Шимская-1 | ТФЗМ 110-IV У1 ТФЗМ 110Б-ГУ1 ТФНД-110М кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8682; 8681; 8618 Свидетельства о поверке № 204764/446, 204765/446, 204766/446 | НКФ110-83У1 кл. т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 61483; 61486; 61480 Госреестр № 1188-84 | ЕЛ02РЛЬ-Р3С-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01047612 Госреестр № 16666-97 | RTU-325 зав. № 000650 Госреестр № 37288-08 |
| 3 | ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская -Медниково, Л.Медниковская | ТФЗМ ШБ-IV У1 кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8659; 8632; 8644 Госреестр № 26422-04 | НКФ110-83У1 кл. т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 61483; 61486; 61480 Госреестр № 1188-84 | ЕЛ02РЛЬ-Р3С-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01050160 Госреестр № 16666-97 | RTU-325 зав. № 000650 Госреестр № 37288-08 |
| 4 | ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Пола - Старорусская с отпайкой на ПС Парфино, Л. Парфинская-1 | ТФЗМ ШБ-IV У1 кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8608; 8653; 8669 Госреестр № 26422-04 | НКФ110-83У1 кл. т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 61491; 61459; 61474 Госреестр № 1188-84 | ЕЛ02РЛЬ-Р4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100390 Госреестр № 16666-97 | RTU-325 зав. № 000650 Госреестр № 37288-08 |
| 5 | ПС 330 кВ «Старорусская», ВЛ 110 кВ Старорусская -Залучье, Л.Залучская-1 | ТФЗМ ШБ-IV У1 кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8692; 8680; 8676 Госреестр № 26422-04 | НКФ110-83У1 кл. т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 61491; 61459; 61474 Госреестр № 1188-84 | ЕЛ02РЛЬ-Р4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100392 Госреестр № 16666-97 | RTU-325 зав. № 000650 Госреестр № 37288-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ПС 330 кВ «Старорусская», ОРУ 110 кВ ОВ-110 кВ | ТФЗМ 110Б-1У У1 кл.т 0,2 Ктт = 1000/1 Зав. № 8679; 8633; 8642 Госреестр № 26422-04 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 61483; 61486; 61480 Госреестр № 1188-84 | EA02RAL-P3 С-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01050158 Госреестр № 16666-97 | RTU-325 зав. № 000650 Госреестр № 37288-08 |
| 7 | ПС 330 кВ «Старорусская», ЗРУ 10 кВ ТСН-4 0,4 кВ | ТШ-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 29803; 73882; 45279 Госреестр № 22657-02 | - | EA02RAL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01126580 Госреестр № 16666-97 | RTU-325 зав. № 000650 Госреестр № 37288-08 |
| 8 | ПС 330 кВ «Старорусская», ЗРУ 10 кВ ТСН-1 0,4 кВ | Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 46610; 86451; 86450 Госреестр № 22656-02 | - | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01126672 Госреестр № 16666-97 | RTU-325 зав. № 000650 Госреестр № 37288-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | |||
| l1(2)£I изм<15% | 15%£1изм<120% | 120%£1изм<1100% | 1100%£1изм£1120% | ||
| 1 - 3, 6 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 |
| 0,9 | - | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | |
| 0,8 | - | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | |
| 0,7 | - | ±1,6 | ±1,1 | ±1,0 | |
| 0,5 | - | ±2,3 | ±1,6 | ±1,4 | |
| 4 - 5 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,2 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | |
| 0,8 | - | ±1,5 | ±1,1 | ±1,0 | |
| 0,7 | - | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±2,5 | ±1,7 | ±1,5 | |
| 7 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±1,7 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,2 | ±0,9 | |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 | |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,8 | ±1,3 | |
| 0,5 | - | ±5,4 | ±2,7 | ±1,9 | |
| 8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±1,7 | ±0,9 | ±0,6 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,1 | ±0,8 | |
| 0,8 | - | ±2,7 | ±1,4 | ±0,9 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,7 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,6 | ±1,8 | |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | |||
| I1(2)£I изм<15% | 15%£1изм<120% | 120%£1изм<1100% | 1100%£1изм£1120% | ||
| 1 - 3, 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±2,0 | ±1,4 | ±1,3 | |
| 0,7 | - | ±1,7 | ±1,2 | ±1,1 | |
| 0,5 | - | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | |
| 4 - 5 (Сч. 1,0; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
| 0,8 | - | ±2,5 | ±1,7 | ±1,6 | |
| 0,7 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 | |
| 0,5 | - | ±1,9 | ±1,4 | ±1,3 | |
| 7 (Сч. 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,3 | ±2,3 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,4 | ±1,8 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,5 | |
| 0,5 | - | ±2,8 | ±1,6 | ±1,3 | |
| 8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,2 | ±3,1 | ±2,1 |
| 0,8 | - | ±4,3 | ±2,2 | ±1,5 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,7 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±2,5 | ±1,3 | ±1,0 | |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| d1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)£I изм<15% | 15%£1изм<120% | 120%£1изм<1100% | 1100%£1изм£1120% | ||
| 1 - 3, 6 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,2 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | - | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | - | ±1,7 | ±1,3 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | |
| 4 - 5 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±1,8 | ±1,6 | ±1,5 | |
| 0,8 | - | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,7 | - | ±2,2 | ±1,8 | ±1,7 | |
| 0,5 | - | ±2,9 | ±2,1 | ±2,0 | |
| 7 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,7 | ±1,5 | |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 | |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,2 | ±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 ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 81(2)%, | 85 %, | 820 | 8100 %, | ||
| I1(2)£I изм<15% | I5%£Iизм<I20% | I20%£Iизм<Il00% | Il00%£Iизм£Il20% | ||
| 1 - 3, 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±3,1 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,8 | - | ±2,3 | ±1,6 | ±1,5 | |
| 0,7 | - | ±2,0 | ±1,4 | ±1,3 | |
| 0,5 | - | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 | |
| 4 - 5 (Сч. 1,0; ТТ 0,2; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±4,3 | ±2,8 | ±2,5 |
| 0,8 | - | ±3,5 | ±2,4 | ±2,2 | |
| 0,7 | - | ±3,1 | ±2,2 | ±2,1 | |
| 0,5 | - | ±2,8 | ±2,1 | ±2,0 | |
| 7 (Сч. 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±7,0 | ±3,7 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±5,1 | ±2,9 | ±2,3 | |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,5 | ±2,2 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,2 | ±2,0 | |
| 8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,4 | ±3,2 | ±2,3 |
| 0,8 | - | ±4,4 | ±2,3 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,5 | ±1,2 | |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%Р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%;
2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^н до 1,01 ^н;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-1н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; УСПД - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^н1 до 1,1^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,01-1н1 до 1,2-1н1; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^н2 до 1,1 ^н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 1,2-1н2; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
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 ИИК, 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 ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
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 времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
- ИВК - 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 3 лет.
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование СИ | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1. ТТ | ТФЗМ 110Б | 17 |
| 2. ТТ | ТФНД-110М | 1 |
| 3. ТТ | ТШ-0,66 | 3 |
| 4. ТТ | Т-0,66 | 3 |
| 5. ТН | НКФ-110-83 | 6 |
| 6. Счетчик | EA02RAL-P3 С-4 | 4 |
| 7. Счетчик | EA02RAL-P4B-4 | 4 |
| 8. УСПД | RTU-325 | 1 |
| 9. Методика поверки | 1749/500-2013 | 1 |
| 10. Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.020.09.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 1749/500-2013 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 17.09.2013 г.
Перечень основных средств 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 29252005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU -325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- для счетчиков ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003г.;
- 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.
Методика измерений приведена в документе: "Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская»
Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/078-2013 от
17.09.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Старорусская»
1. ГОСТ 22261-94 с изм. "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".
4. ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5. ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 18.09.2024 |
