Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Пачелма (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.
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) 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. В сервере БД 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. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК 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».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Пачелма 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.
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. 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 ±2 с.
Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
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 АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
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 |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ОРУ-110 кВ, яч.11, ВЛ-110 кВ Пачелма-Новая Толковка (ВЛ-110 кВ Пачелма-Новая) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 11596; 11597;11598 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1034382; 2054451; 1055372 Госреестр № 26452-04 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946635 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Госреестр № 36643-07 |
| 2 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ОРУ-110 кВ, яч.1, ВЛ-110 кВ Пачелма-Пачелма С/Х (ВЛ-110 кВ Пачелма-Каменка) | СА 123 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 0911266/1; 0911266/2; 0911266/3 Госреестр № 23747-02 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1047538; 1047650; 1047735 Госреестр № 26452-04 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946439 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 3 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ОРУ-110 кВ, яч.2, ВЛ 110 кВ Пачелма-Невежкино (ВЛ-110 кВ Пачелма-Белинский) | СА 123 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 0911266/34; 0911266/35; 911266/36 Госреестр № 23747-02 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1034382; 2054451; 1055372 Госреестр № 26452-04 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946435 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 4 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ОРУ-110 кВ, яч.3, ВЛ-110 кВ Пачелма-Башмаково (ВЛ-110 кВ Пачелма-Башмаково) | СА 123 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 0911266/19; 0911266/20; 0911266/21 Госреестр № 23747-02 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1034382; 2054451; 1055372 Госреестр № 26452-04 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946438 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ОРУ-110 кВ, яч.9, ВЛ-110 кВ Пачелма-Вадинск (ВЛ-110 кВ Пачелма-В адинск) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 11599; 11600; 11601 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1047538; 1047650; 1047735 Госреестр № 26452-04 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946447 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 6 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ОРУ-110 кВ, яч.5, ВЛ-110 кВ Пачелма-Башмаково-2 (ВЛ-110 кВ Пачелма-Соседка) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 11605; 11606; 11607 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1047538; 1047650; 1047735 Госреестр № 26452-04 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946583 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 7 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ОРУ-110 кВ, яч.6, ОВ-110 кВ | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 11602; 11603; 11604 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1047538/1034382; 1047650/2054451; 1047735/1055372 Госреестр № 26452-04 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946838 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 8 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ЗРУ-10 кВ, яч.2, КЛ-10 кВ Горсеть с ф.5 ПС Пач.с/х с ф.4 ПС Пач 220 | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15-34526; 15-34527 Госреестр № 25433-11 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7116 Госреестр № 11094-87 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946671 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 9 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ЗРУ-10 кВ, яч.4 Телецентр с ф2 ПС Пач 220 | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15-34524; 15-34525 Госреестр № 25433-11 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7116 Госреестр № 11094-87 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946673 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 10 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ЗРУ-10 кВ, яч.№6 ЖБИ | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 15-34546; 15-34547 Госреестр № 25433-11 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7116 Госреестр № 11094-87 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946835 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 11 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ЗРУ-10 кВ, яч.7 КЛ-10 кВ ГПЗ Калиновский с ф11 ПС Пач. с/х | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 15-34552; 15-34553 Госреестр № 25433-11 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7116 Госреестр № 11094-87 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946591 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 12 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ЗРУ-10 кВ, яч.11 КЛ-10 кВ Шейно с ф.7 ПС Р.Никольс.с ф.10 ПС Пач.с/х | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 15-34550; 15-34551 Госреестр № 25433-11 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7116 Госреестр № 11094-87 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946672 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 13 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ЗРУ-10 кВ, яч.№13 Железная Дорога с ф8 ПС Пач.с/х | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 15-34548; 15-34549 Госреестр № 25433-11 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7116 Госреестр № 11094-87 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946271 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 14 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ЗРУ-10 кВ, яч.30 КЛ-10 кВ Резерв ГПЗ Пачелма с ф 12 пач.с/х | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 15-34528; 15-34529 Госреестр № 25433-11 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7082 Госреестр № 11094-87 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946594 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| 15 | ПС 220/110/10 кВ Пачелма, ЗРУ-10 кВ, яч.33 ВЛ-10 кВ Ст.Валовай с ф.4 ПС Пач. с/х с ф.5 ПС Белынь | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 15-34554; 15-34555 Госреестр № 25433-11 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7082 Госреестр № 11094-87 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 93946395 Госреестр № 22422-07 | ТК16К31 зав. № 211 Г осреестр № 36643-07 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %■, | 8100 |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 Го^изм^ШГо |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 8 - 15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интер] ИК при изме рабочих усл< дове] | вала допускаемой относительной погрешности рении реактивной электрической энергии в овиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), %, при рительной вероятности, равной 0,95 |
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %, | 8100 %, |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | !-5 %£I изм< 20 % | I20 %£Iизм<I100% | I100 Го^изм^ШГо |
| 1 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±3,0 | ±2,5 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,8 | ±2,4 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±2,2 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 |
| 8 - 15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±5,9 | ±3,9 | ±3,0 | ±3,0 |
| 0,8 | ±4,2 | ±2,9 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,7 | ±3,4 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,7 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 8ц2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, 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-Ин до 1,01 -ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2-!н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 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 0,0Ын1 до 1,2-1н1;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8-ин2 до 1,15-ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 2-1н2;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
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 Dialog ZMD - среднее время наработки на отказ 30 лет, среднее время восстановления работоспособности 48 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.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 12 |
| Трансформатор тока | СА 123 | 9 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 16 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ZMD402CT41.0467 S2 | 15 |
| Устройство сбора и передачи данных | ТК16К31 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4237-500-2017 | 1 |
| Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.006.03ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4237-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Пачелма. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 22.03.2017 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 Dialog ZMD - по документу «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС 22 января 2007 г.
- для УСПД TC16L - по документу «Устройство сбора и передачи данных TC16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства 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
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39937-08;
- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
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.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Пачелма».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Пачелма
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
67469-17: Методика поверки РТ-МП-4237-500-2017Скачать1.8 Мб