Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Амурская" в части ВЛ 500 кВ "Амурская - Бурейская ГЭС" и "Зейская ГЭС - Амурская № 2" - АИИС КУЭ ПС 500 кВ "Амурская" в части ВЛ 500 кВ "Амурская

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 376 п. 31 от 28.03.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325 (Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. № 000615), устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ) и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.

3-й уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).

ИВК состоит из комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр СИ РФ № 45048-10) -используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО «Метроскоп»).

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485). Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному цифровому каналу связи, в качестве которого используется волоконно-оптическая линия связи (далее-ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, в качестве которого используется телефонная связь.

В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений 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 ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и всем заинтересованным организациям-участникам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов счетчиков и УСПД на величину более ± 2 с.

Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени УССВ-16HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно.

В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-16HVS, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификатора ПО

СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп)

1.00

289аа64f646cd3873804db5fbd653679

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО;

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -«С» в соответствии с МИ 3286-2010.

о м

I—*

Номер ИК

| Канал измерений

Технические характеристики

Состав 1 -го уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК

ВЛ БГЭС

PO

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Счетчик

TH

TT

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Измерительные компоненты

Кт = 0,2S/0,5 Кеч = 1 № 31857-11

Кт = 0,2 Ктн = 5 00000/^3/100/^3 № 37847-08

Kt = 0,2S Ktt= 1000/1 № 40087-08

А1802RAL-P4-GB-DW4

О

Cd

>

О

Cd

>

О

Cd

>

■4—

Обозначение, тип

VCU-525

VCU-525

VCU-525

VCU-525

VCU-525

VCU-525

AGU-525

AGU-525

AGU-525

01242321

886923

886924

886925

886926

886927

886928

798723

798722

798721

Ui

Заводской номер

5000000

05

Ктт'Ктн'Ксч

Энергия активная, W?

Энергия реактивная, WQ

Наименование измеряемой величины

Активная Реактивная

Вид энергии

Метрологические характеристики |

0,5

1,1

Ю

Основная относительная погрешность ИК, (±6) %

'’о

о

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6) %

w о о

о

о

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

49

ВЛ ЗГЭС № 2

ТТ

Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 40087-08

А

AGU-525

12100013

О о о о о о '/П

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,5

1,1

1,9

1,9

В

AGU-525

12100014

С

AGU-525

12100015

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08

А

VCU-525

24900008

В

VCU-525

24900009

С

VCU-525

24900010

А

VCU-525

24900011

В

VCU-525

24900012

С

VCU-525

24900013

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

A1802RAL-P4-GB-DW4

01242325

50

В - 500 Р - 2

ТТ

Кт = 0,2S Ктт = 500/1 № 40087-08

А

AGU-525

12100010

о о о о о '/П сч

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,5

1,1

1,9

1,9

В

AGU-525

12100011

С

AGU-525

12100012

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08

А

VCU-525

24900008

В

VCU-525

24900009

С

VCU-525

24900010

А

VCU-525

24900011

В

VCU-525

24900012

С

VCU-525

24900013

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

A1802RAL-P4-GB-DW4

01242320

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

51

В - 500 Р - 3

ТТ

Кт = 0,2S Ктт = 500/1 № 40087-08

А

AGU-525

798700

О о о о о IT) сч

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,5

1,1

1,9

1,9

В

AGU-525

798701

С

AGU-525

798702

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08

А

VCU-525

886928

В

VCU-525

886927

С

VCU-525

886926

А

VCU-525

886925

В

VCU-525

886924

С

VCU-525

886923

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

A1802RAL-P4-GB-DW4

01242322

52

В - 5 500

ТТ

Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 40087-08

А

AGU-525

798709

о о о о о о '/П

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,5

1,1

1,9

1,9

В

AGU-525

798710

С

AGU-525

798711

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08

А

VCU-525

886928

В

VCU-525

886927

С

VCU-525

886926

А

VCU-525

886925

В

VCU-525

886924

С

VCU-525

886923

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

A1802RAL-P4-GB-DW4

01242324

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

53

В - 6 500

ТТ

Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 40087-08

А

AGU-525

798706

О о о о о о '/П

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,5

1,1

1,9

1,9

В

AGU-525

798707

С

AGU-525

798708

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08

А

VCU-525

886928

В

VCU-525

886927

С

VCU-525

886926

А

VCU-525

886925

В

VCU-525

886924

С

VCU-525

886923

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

A1802RAL-P4-GB-DW4

01242326

54

В - 7 500

ТТ

Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 40087-08

А

AGU-525

798717

о о о о о о '/П

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

0,5

1,1

1,9

1,9

В

AGU-525

798716

С

AGU-525

798715

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 37847-08

А

VCU-525

886931

В

VCU-525

886920

С

VCU-525

886929

А

VCU-525

886921

В

VCU-525

886930

С

VCU-525

886922

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11

A1802RAL-P4-GB-DW4

01242323

Окончание таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

55

ТСН - 1 0,4 кВ

ТТ

Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 32875-12

А

TAR5

45300

200

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

4,9

4,3

В

TAR5

45301

С

TAR5

45302

ТН

-

А

-

-

В

-

-

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RL-P4-GB-DW4

01215290

56

ТСН - 2 0,4 кВ

ТТ

Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 32875-12

А

TAR5

45297

200

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

4,9

4,3

В

TAR5

45298

С

TAR5

45299

ТН

-

А

-

-

В

-

-

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RL-P4-GB-DW4

01215276

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С .

2. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 — 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 — 1,2)1н; коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С; ТН- от минус 40 °С до

50 °С; счетчиков: (23±2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 — 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 — 1,2)1н1; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 — 1,0 (0,6 — 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С;

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 — 1,1)0^; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosф=1) — 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 — 1,0(0,6 — 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30°С;

- относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные,

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;

- компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0=100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,984 - коэффициент готовности;

ТО_АИИС = 1464,13 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

- Стойкость к электромагнитным воздействиям;

- Ремонтопригодность;

- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

- Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;

- Резервирование элементов системы;

- Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

- Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика:

- попытки несанкционированного доступа;

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания.

журнал событий ИВКЭ:

- ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

- ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;

- установка текущих значений времени и даты;

- попытки несанкционированного доступа;

- связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

- отключение питания.

журнал событий ИВК:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывов электропитания;

- программных и аппаратных перезапусков;

- установка и корректировка времени;

- нарушение защиты ИВК;

- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Лист № 11

Всего листов 13 Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- привод разъединителя трансформаторов напряжения;

- клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

- корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

- клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

- промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

- испытательная коробка (специализированный клеммник);

- крышки клеммных отсеков счетчиков;

- крышки клеммного отсека УСПД.

защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на промконтроллер (УСПД);

- установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2». - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблицы 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

1

2

Измерительный трансформатор тока типа AGU-525

21 шт.

Измерительный трансформатор тока типа TAR5

6 шт.

Измерительный трансформатор напряжения VCU-525

18 шт.

Счетчик электроэнергии многофункциональный типа A1802RAL-P4-GB-DW4

7 шт.

Счетчик электроэнергии многофункциональный типа A1805RL-P4-GB-DW4

2 шт.

Устройства сбора и передачи данных RTU-325

1 шт.

Окончание таблицы 3

Наименование

Количество

1

2

СПО «Метроскоп»

1 шт.

АРМ оператора с ПО

1 шт.

Переносной инженерный пульт на базе Notebook

1 шт.

Формуляр

1 экземпляр.

Инструкция по эксплуатации

1 экземпляр

Методика поверки

1 экземпляр

Поверка

осуществляется по документу МП 56886-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов  напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011

«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков типа АЛЬФА А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- счетчиков типа АЛЬФА А1800 - по документу «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- УСПД RTU-300 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005МП.» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - в соответствии с документом ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденная ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «21168598.422231.0392.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская -Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2».

Нормативные документы

электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2».

1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2. ГОСТ 1983-2001   «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3. ГОСТ 7746-2001   «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

6. «21168598.422231.0392.ИС1.М.     Инструкция     по     эксплуатации     системы

автоматизированной    информационно-измерительной    коммерческого    учета

электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская -Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание