Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Талашкино (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительный канал (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчик активной и реактивной электроэнергии (счетчик), 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 (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 (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 счетчика 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 счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом. Данные по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) поступают на серверы ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС»), для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу АО «СО ЕЭС» и в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС». Связь организована на базе волоконно-оптических линий связи (ВОЛС), по дуплексным каналам данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ поступают в обратном порядке.
Ежедневно 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».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ Талашкино ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчика 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 ±1 с.
При выходе из строя УССВ, встроенного в УСПД, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения времени часов УСПД и ИВК на величину более ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Север ИВК АИИС | КУЭ ЕНЭС |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | d233ed6393702747769a45de8e67b57e |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
| АРМ ПС 330 кВ Талашкино |
| Наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с 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 | Вид электро энергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-330 кВ, ВЛ 330 Талашкино -Рославль | ТОГФ-330 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 2000/1 | НДКМ-330 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 330000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU 325Т Рег. № 44626-10 УССВ-2.01 Рег. № 54074-13 | активная, реактивная |
| 2.1 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-330 кВ, ВЛ-330 кВ Витебск -Талашкино (ВЛ-349) | ТОГФ-330 Рег. № 61432-15 Кл . т. 0,2S 2000/1 | НДКМ-330 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 330000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0.5 | активная, реактивная |
| 2.2 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-330 кВ, ВЛ-330 кВ Витебск -Талашкино (ВЛ-349) (контрольный) | ТОГФ-330 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 2000/1 | НДКМ-330 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 330000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0.5 Контрольный | активная, реактивная |
| 3 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-330 кВ, ВЛ 330 Талашкино -Новосоколь-ники | ТОГФ-330 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 1000/1 | НДКМ-330 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 330000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 10 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Смоленская ГРЭС-Талашкино с отпайкой на ПС Литейная II цепь | ТОГФ-220 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 800/1 | НДКМ-220 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. ^0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 11 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Смоленская ГРЭС-Талашкино с отпайкой на ПС Литейная I цепь | ТОГФ-220 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 800/1 | НДКМ-220 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл.т.0^/0,5 | RTU 325Т Рег. № 44626-10 УССВ-2.01 Рег. № 54074-13 | активная, реактивная |
| 12 | ПС 330 кВ Талашкино, ВЛ 220кВ Дорогобужская ТЭЦ-Талашкино | ТОГФ-220 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 600/1 | НДКМ-220 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. ^0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 13 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 Талашкино -Смоленск-1 | ТОГФ-220 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 600/1 | НДКМ-220 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. ^0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 14 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -НПС-3 № 1 | ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег.№ 31857-11 Кл. т.0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 15 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -Монастырщина с отпайками (ВЛ -155) | ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 400/1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. ^0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 16 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -Починок с отпайкой на ПС Карьерная (ВЛ -124) | ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 400/1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т.0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 19 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Смоленск-1 -Талашкино I цепь (ВЛ - 105) | ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 500/1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. ^0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 20 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино-Красный с отпайкой на ПС Мерлино (ВЛ - 189) | Т ОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. ^0,2S/0,5 | RTU 325Т Рег. № 44626-10 УССВ-2.01 Рег. № 54074-13 | активная, реактивная |
| 21 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Смоленск-1 -Талашкино II цепь ( ВЛ - 113) | ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 500/1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. ^0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 24 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -НПС-3 II цепь | ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 3 00/ 1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. ^0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 27 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -Г олынки с отпайками №1 (ВЛ-123) | ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 28 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -Голынки с отпайками № 2 (ВЛ-146) | ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 29 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино - КС-3-2 с отпайкой на ПС Ракитная (ВЛ-175) | ТОГФ-110 Рег. №61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 30 | ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -КС-3-1 с отпайкой на ПС Ракитная (ВЛ-178) | ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 | НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU 325Т Рег. № 44626-10 УССВ-2.01 Рег. № 54074-13 | активная, реактивная |
| 33 | ПС 330 кВ Талашкино, КРУ 10 кВ яч.105 Л-1001Смол.РЭС, ЛВС.с Л-1002, ПС Одинцово | ТОЛ-СЭЩ-10 Рег. № 32139-11 Кл. т. 0,5S 300/5 | НАЛИ-СЭЩ-10 У2 Рег. № 51621-12 Кл. т. 0,5 10000/V3/100/V3 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
| 37 | ПС 330 кВ Талашкино, КРУ 10 кВ яч.203 Л-1006 Смол. РЭС, ЛВС. с Л-1003, ПС Одинцово ЛВС. с Л-1007, ПС Рябцево | ТОЛ-СЭЩ-10 Рег. № 32139-11 Кл. т. 0,5S 300/5 | НАЛИ-СЭЩ-10 У2 Рег. № 51621-12 Кл. т. 0,5 10000/V3/100/V3 | A1805RAL- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная, реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % |
| 51(2) %, I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | 55 %, L %£ 1 изм< 1 20 % | 520 %, 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | 5100 %, I100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
| 1 - 3; 10 - 16, 19 - 21, 24, 27 - 30 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 33, 37 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,6 | ±2,6 |
| Номер ИК | sin9 | Пределы допускаемой относительной ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (S), % |
| S1(2)%, I 2 %£ I изм< I 5 % | S5 %, I5 %£ I изм< I 20 % | S20 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | S100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % |
| 1 - 3; 10 - 16, 19 - 21, 24, 27 - 30 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,6 | ±2,5 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,71 | ±2,4 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,87 | ±2,2 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 |
| 33, 37 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 | 0,44 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,6 | ±5,1 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,71 | ±4,4 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,4 |
| 0,87 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,1 | ±3,1 |
Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC ±5 с.
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;
сила тока от !ном до 1,2Тном, cosj=0,9 инд; температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1-ином;
сила тока от 0,01 !ном до 1,2 !ном; частота от 49,6 до 50,4 Гц; температура окружающей среды:
для счетчиков, УСПД, УССВ от плюс 5 до плюс 35 °С; для трансформаторов тока от минус 40 до плюс 50 °С; для трансформаторов напряжения от минус 40 до плюс 50 °С.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
7 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: счетчики 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.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
для счетчиков Тв < 1 час;
для УСПД Тв < 1 час;
для сервера Тв < 1 час;
для компьютера АРМ Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала; защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий: фактов параметрирования счетчика; фактов пропадания напряжения; фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в: счетчиках (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики - 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 - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325Т | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2.01 | 1 |
| Измерительные трансформаторы тока | ТОГФ-330 | 9 шт. |
| ТОГФ-220 | 12 шт. |
| ТОГФ-110 | 33 шт. |
| ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 шт. |
| Измерительные трансформаторы напряжения | НДКМ-330 УХЛ1 | 9 шт. |
| НДКМ-220 УХЛ1 | 18 шт. |
| НДКМ-110 УХЛ1 | 12 шт. |
| НАЛИ-СЭЩ-10 У2 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | А1802RAL-P4GB -DW-4 | 19 шт. |
| А1805RAL-P4GB-DW-4 | 2 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 08/ПР/ 15-121394-00-КУЭ 1..РЭ | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | 08/ПР/ 15-121394-00-КУЭ 1.ФО | 1 экз. |
| Методика (методы) измерений | БЕКВ.422231.096.МВИ | 1 экз. |
| Методика поверки | РТ-МП-4432-500-2018 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4432-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Талашкино. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 19.01.2018 г. Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков 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.;
УСПД RTU-325Т - 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.;
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком;
«Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
термометр электронный «Center 315» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09.
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе БЕКВ.422231.096.МВИ «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Талашкино».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Талашкино
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
70812-18: Методика поверки РТ-МП-4432-500-2018Скачать1.2 Мб