| Номер в госреестре | 61167-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ "Илекская" |
| Изготовитель | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ «Илекская» (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 110 кВ «Илекская» ОАО «ФСК ЕЭС».
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) 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) по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), 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 филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала 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 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.
Лист № 2 Всего листов 11
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 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) «Метроскоп» 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, организованному на базе технологии Спутниковой связи (МЗССС).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» 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. Между центром сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «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 ± 1с 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 оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Всего листов 11
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - 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 программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Другие идентификационные данные, если имеются | - |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
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.
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
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 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 110 кВ Месторождение | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 22793; 22813; 19557 Г осреестр № 2793-88 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4579; 4572; 4567 Госреестр № 26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811102117 Госреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | СОВМ 110 кВ | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 195; 192; 202 Госреестр № 2793-71 | НКФ110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1010488; 1010419; 1010470 Госреестр № 1188-58 НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4579; 4572; 4567 Госреестр № 26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811102852 Госреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 3 | ВЛ 110 кВ Кардаиловская | ТФЗМ 110Б-[ кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 62442; 62439; 62437 Госреестр № 26420-08 | НКФ110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1010488; 1010419; 1010470 Госреестр № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811113195 Госреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 4 | ВЛ 110 кВ Алексеевская | ТФЗМ 110Б-1 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 62434; 62433; 62432 Госреестр № 26420-08 | НКФ110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1010488; 1010419; 1010470 Госреестр № 1188-58 | ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761055 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 5 | ВЛ 110 кВ Краснохолмская | ТФЗМ 110Б-1 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 62427; 62426; 62428 Госреестр № 26420-08 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4579; 4572; 4567 Госреестр № 26452-04 | ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761056 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 6 | ВЛ 35 кВ Илекская - Привольновская | ТФЗМ 35А-У1 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 Зав. № 72753; 72754 Госреестр № 26417-06 | ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1083905; 1004021; 1076797 Госреестр № 912-70 | ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761057 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | КЛ 10 кВ Илекская -с. Шутово ф.2 | ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 74269; 74276 Госреестр № 2363-68 | НМТИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7565 Госреестр № 831-69 | ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761025 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 8 | КЛ 10 кВ Илекская -Ком. сети ф.3 | ТЛК кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 8506; 8657 Госреестр № 9143-83 | НМТИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4684 Госреестр № 831-69 | ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761026 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 9 | КЛ 10 кВ Илекская -с. Илек ф.4 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 32902 Госреестр № 1276-59 ТПЛ-10-М кл.т 0,2S Ктт = 150/5 Зав. № 3092 Госреестр № 22192-07 | НМТИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7565 Госреестр № 831-69 | ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761027 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 10 | КЛ 10 кВ Илекская - АБЗ ф.5 | ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 90149; 89052 Госреестр № 2363-68 | НМТИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7565 Госреестр № 831-69 | ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761627 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 11 | КЛ 10 кВ Илекская -Маслозавод ф.6 | ТПЛ-10-М кл.т 0,2S Ктт = 75/5 Зав. № 3128; 3129 Госреестр № 22192-07 | НМТИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4684 Госреестр № 831-69 | ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761626 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | КЛ 10 кВ Илекская -Комп.ст. ф.7 | ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 1061 Г осреестр № 2363-68 ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 57007 Госреестр № 1276-59 | НМТИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4684 Госреестр № 831-69 | ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761625 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
| 13 | КЛ 10 кВ Илекская - ф.8 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 60585; 7921 Госреестр № 1276-59 | НМТИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4684 Госреестр № 831-69 | ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761624 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 8082210 Госреестр № 17049-09 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| 11(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2, 7 - 10, 12, 13 (Сч. 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 | |
| 3 - 6 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 | |
| 11 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), % | |||
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %■, | 8100 %■, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% | ||
| 1, 2, 7 - 10, 12, 13 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,3 | ±3,4 | ±2,5 |
| 0,8 | - | ±4,3 | ±2,3 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,9 | ±1,4 | |
| 0,5 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,1 | |
| 3 - 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,3 | ±3,4 | ±2,5 | ±2,5 |
| 0,8 | ±4,3 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±3,4 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 11 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,5 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
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 12%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99-Цн до 1,01 -Цн;
- диапазон силы тока - от 0,01- 1н до 1нр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);
- 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-Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01-1н1 до 1нр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - для ТТ по ГОСТ 7746-2001; для ТН по ГОСТ 1983-2001.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8-Цн2 до 1,15-Цн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 2-1н2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
Лист № 8 Всего листов 11
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 СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчики электроэнергии ZMD - среднее время наработки до отказа 220000 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.
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4 Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 3 |
| 2 Трансформатор тока | ТФНД-110М | 3 |
| 3 Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-1 | 9 |
| 4 Трансформатор тока | ТФЗМ 35А-У1 | 2 |
| 5 Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 5 |
| 6 Трансформатор тока | ТЛК | 2 |
| 7 Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 |
| 8 Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 3 |
| 9 Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 3 |
| 10 Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 3 |
| 11 Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 3 |
| 12 Трансформатор напряжения | НМТИ-10-66 | 2 |
| 13 Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| 14 Счетчик электрической энергии многофункциональный | ZMD402CT41.0457 | 10 |
| 15 Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| 16 Методика поверки | МП РТ 2113/500-2015 | 1 |
| 17 Паспорт - формуляр | АУВП.411711. ФСК.035.11.ИН.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу МП РТ 2113/500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ «Илекская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 11.06.2015 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 2925-2005 "Измерительные
Лист № 10 Всего листов 11
трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- для счетчиков электроэнергии ZMD - по документу MP000030110 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2013 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.
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ «Илекская».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/010-2015 от
11.02.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ «Илекская»
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».
