Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Сыктывкар (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).
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 (далее - 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 программноаппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС». Связь организована 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 220 кВ Сыктывкар 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. 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.
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. 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 первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав первого и второго уровней ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ОРУ 110 кВ, ВЛ-152 (ВЛ 110 кВ Сыктывкар - Орбита с отпайкой на ПС Човью) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 2 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ОРУ 110 кВ, ВЛ-153 (ВЛ 110 кВ Сыктывкар - Южная с отпайкой на ПС Западная) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 3 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ОРУ 110 кВ, ВЛ-160 (ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК -Сыктывкар II цепь) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 4 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ОРУ 110 кВ, ВЛ-161 (ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК -Сыктывкар I цепь) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ОРУ 110 кВ, ВЛ-162 (ВЛ 110 кВ Сыктывкар - Емваль) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 6 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ОРУ 110 кВ, ВЛ-163 (ВЛ 110 кВ Сыктывкар -Восточная I цепь с отпайками) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 7 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сыктывкар -Пажга | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 8 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ОРУ 110 кВ, ВЛ-166 (ВЛ 110 кВ Сыктывкар -Восточная II цепь с отпайками) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 9 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ОРУ 110 кВ, ОВ-110 | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 750/5 Госреестр № 52261-12 | НКФ-110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1188-84 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 10 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ЗРУ 10 кВ, 2 с. 10 кВ, яч. №804Д, ВЛ 10 кВ яч. №804Д | ТОЛ-10 УТ2.1 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Госреестр № 6009-77 | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Госреестр № 35956-12 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 11 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ЗРУ 10 кВ, 2 с. 10 кВ, яч.№812Д, ВЛ 10 кВ яч. №812Д | ТОЛ-10 УТ2.1 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 6009-77 | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Госреестр № 35956-12 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 12 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ЗРУ 10 кВ, 4 с. 10 кВ, яч. №840Д, ВЛ 10 кВ яч. №840Д | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06-10У3 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Госреестр № 3344-08 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 13 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ЗРУ 10 кВ, 4 с. 10 кВ, яч. №842Д, ВЛ 10 кВ яч. №842Д | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06-10У3 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Госреестр № 3344-08 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 14 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ЗРУ 10 кВ, 4 с. 10 кВ, яч. №844Д, ВЛ 10 кВ яч. №844Д | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06-10У3 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Госреестр № 3344-08 | ZMD402CT41.0467 S2 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 15 | ПС 220 кВ Сыктывкар, ЩСН 0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, панель собственных нужд №Н5, КЛ 0,4 кВ ТП-510 | ТШП-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 800/5 Госреестр № 47957-11 | - | ZMD405CT41.0467 S2 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 22422-07 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %■, | 5100 %■, |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 9 (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 |
| 10, 11 (Счетчик 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 |
| 12 - 14 (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 |
| 15 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 S) | 1,0 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,9 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±3,4 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,5 | ±4,9 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,3 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (S), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| S1(2)%, | S5 %, | S20 %■, | S100 %■, |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 9 (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 |
| 10, 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,6 | ±3,8 | ±3,0 |
| 0,8 | - | ±4,6 | ±2,8 | ±2,3 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±3,0 | ±2,0 | ±1,7 |
| 12 - 14 (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 |
| 15 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S) | 0,9 | ±6,5 | ±4,7 | ±3,9 | ±3,9 |
| 0,8 | ±5,1 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,7 | ±4,5 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,4 |
| 0,5 | ±4,0 | ±3,6 | ±3,3 | ±3,3 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%P 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 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, счетчиков и УСПД 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 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 счётчиков, шлюзов Е-422, УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование опроса счётчиков по двум интерфейсам;
- 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:
- счетчик электроэнергиии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 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 45 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 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 | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 27 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 УТ2.1 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 9 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-83У1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10У3 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ZMD402CT41.0467 S2 | 14 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ZMD405CT41.0467 S2 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4412-500-2017 | 1 |
| Формуляр | АУВП.411711.ФСК.РИК.015.03ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4412-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Сыктывкар. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 29.05.2017 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 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-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
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 Сыктывкар».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Сыктывкар
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
68673-17: Методика поверки РТ-МП-4412-500-2017Скачать772.4 Кб