| Номер в госреестре | 65456-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 220 кВ Бобыльская |
| Изготовитель | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 220 кВ Бобыльская (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 Бобыльская ПАО «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), 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) «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.
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.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» 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.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - 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 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 |
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.
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 | ОРУ-110 кВ, 1 СттТТТ ВЛ-110 кВ Бобыльская-Вад | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 10931; 10932; 10930 Госреестр № 52261-12 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0911224/9; 0911224/7; 0911224/8 Госреестр № 23748-02 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01275789 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
| 2 | 0РУ-110 кВ, 1 СпИТ ВЛ-110 кВ Бобыльская - КС-6 | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 10925; 10926; 10927 Госреестр № 52261-12 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0911224/9; 0911224/7; 0911224/8 Госреестр № 23748-02 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01274653 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
| 3 | 0РУ-110 кВ, 2 СттТТТ ВЛ-110 кВ Бобыльская - Перевоз | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 10937; 10938; 10939 Госреестр № 52261-12 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0911224/6; 0911224/4; 0911224/5 Госреестр № 23748-02 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01277678 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
| 4 | 0РУ-110 кВ, 2 СцШ, ВЛ-110 кВ Бобыльская -Суроватиха | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 10922; 10923; 10924 Госреестр № 52261-12 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0911224/6; 0911224/4; 0911224/5 Госреестр № 23748-02 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01274679 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
| 5 | ОРУ-110 кВ, 1 СттТТТ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Бобыльская-тяговая №1 | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 10935; 10934; 10936 Госреестр № 52261-12 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0911224/9; 0911224/7; 0911224/8 Госреестр № 23748-02 | M802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01274544 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
| 6 | ПС 220/110/10 кВ Бобыльская, ОРУ-110 кВ, 2СцШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Бобыльская-тяговая №2 | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 10933; 10928; 10929 Госреестр № 52261-12 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0911224/6; 0911224/4; 0911224/5 Госреестр № 23748-02 | M802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01274531 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
| 7 | ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, яч.2 ОВ-110 кВ | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 10919; 10920; 10921 Госреестр № 52261-12 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0911224/9; 0911224/7; 0911224/8 Госреестр № 23748-02 | M802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01274545 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
| 8 | КРУН-10 кВ, 2СцШ 10 кВ, КЛ-10 кВ ЭЧЭ-52 | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15-14558; 15-14557; 15-14559 Госреестр № 25433-11 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 595 Госреестр № 11094-87 | M802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01275777 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
| 9 | КРУН-10 кВ, 2 СцШ-10 кВ, ВЛ-1003 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 8311; 8531 Госреестр № 1276-59 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 595 Госреестр № 11094-87 | M802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01274655 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
| 10 | КРУН-10 кВ, 1 СцШ-10 кВ, ВЛ-1005 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 8792; 8455 Госреестр № 1276-59 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2854 Госреестр № 11094-87 | M802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01274654 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
| 11 | РУ-0,4 кВ, 1СцШ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ЭЧЭ-52 | ТШП кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 5020549; 5020553; 5018542 Г осреестр № 47957-11 | - | M802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01274621 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 004702 Госреестр № 44626-10 |
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), % | |||
| 55 %, | 520 %, | 5100 %, | |||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±2,5 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,7 | ±3,1 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±4,7 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 9, 10 (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 | |
| 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S) | 1,0 | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±2,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±2,5 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±3,1 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,5 | ±4,7 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,9 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), % | |||
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %, | 8100 %, | ||
| I1(2)% £ 1 изм< 1 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 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,7 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 | ±2,3 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±2,1 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 0,9 | ±5,7 | ±3,6 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,1 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,1 | |
| 0,7 | ±3,4 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 9, 10 (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 | |
| 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S) | 0,9 | ±5,7 | ±3,6 | ±2,6 | ±2,6 |
| 0,8 | ±4,0 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,7 | ±3,3 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,5 | ±2,6 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответсвующие вероятности 0,95;
4 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^н до 1,01 ^Цн;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2Тн;
- 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.
5 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/ин1 до 1,1^^; диапазон силы первичного тока - от 0,01Тн1 до 1,2Тн1;
- 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^н2 до 1,15^ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Пн2 до 2Пн2;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
7 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 «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 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.
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 | ТГФМ-110 | 21 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТШП | 3 |
| Трансформатор напряжения | UTD 123 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 | 11 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325T | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-3597-500-2016 | 1 |
| Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.060.07ПФ | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-3597-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 220 кВ Бобыльская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 22.09.2016 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 «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.
- для УСПД RTU-325T - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325Т. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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.
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 220 кВ Бобыльская».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 220 кВ Бобыльская
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 | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
