Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Кировка
| Номер в ГРСИ РФ: | 65899-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Кировка (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65899-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Кировка |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1770 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 65899-16: Описание типа СИ | Скачать | 125.9 КБ | |
| 65899-16: Методика поверки МП 206.1-103-2016 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Кировка (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, 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:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций :
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места (далее -АРМ) на базе персональных компьютеров, каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (далее - СПО) «Метроскоп».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 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 - 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 Ethernet.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (далее - БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между Центром сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (далее - ЕЦССЭ).
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML и 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.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит радиосервер точного времени РСТВ-01, который обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Сличение и коррекция внутренних часов УСПД производится по времени уровня ИВК с заданной периодичностью.
Сличение времени счетчиков производится по времени уровня ИВК с периодичностью 1 раз в 30 мин и в случае расхождения времени уровня ИВК со временем счетчиков более чем на ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее - 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. Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» установленного в ИВК указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС «Метроскоп» |
|
Номер версии ПО |
не ниже 1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
АИИС КУЭ ООО приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчики |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ПС 220 кВ Кировка | ||||||
|
1 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 35 кВ, 1с 35 кВ, яч.11, ВЛ 35 кВ "Кировка- Крыловка" |
ТОЛ-СЭЩ-35 класс точности 0,5S Ктт=200/5 рег. № 40086-08 |
GE-36 класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 рег. № 28404-09 |
А1802RАLQ-Р4GВ-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
RТU-325L рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
2 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 35 кВ, 1с 35 кВ, яч.10, ВЛ 35 кВ "Кировка-Руновка" |
ТОЛ-СЭЩ-35 класс точности 0,5S Ктт=200/5 рег. № 40086-08 |
GE-36 класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 рег. № 28404-09 |
А1802RАLQ-Р4GВ-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
3 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 35 кВ, 2с 35 кВ, яч.2, ВЛ 35 кВ "Кировка - Павло -Федоровка" |
ТОЛ-СЭЩ-35 класс точности 0,5S Ктт=200/5 рег. № 40086-08 |
GE-36 класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 рег. № 28404-09 |
А1802RАLQ-Р4GВ-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
4 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 35 кВ, 1с 35 кВ, яч.9, ВЛ 35 кВ "Кировка -Уссури" |
ТОЛ-СЭЩ-35 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 40086-08 |
GE-36 класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 рег. № 28404-09 |
А1802RАLQ-Р4GВ-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
5 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 35 кВ, 2с 35 кВ, яч.1, ВЛ 35 кВ "Кировка -Шмаковка" |
ТОЛ-СЭЩ-35 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 40086-08 |
GE-36 класс точности 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 рег. № 28404-09 |
А1802RАLQ-Р4GВ-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
6 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 10 кВ, 1с 10 кВ, яч.17 |
ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК класс точности 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 68841-17 |
А1802RАL-Р4GВ-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 10 кВ, 1с 10 кВ, яч.15 |
ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК класс точности 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 68841-17 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
RTU-325L рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
8 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 10 кВ, 1с 10 кВ, яч.13 |
ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК класс точности 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 68841-17 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
9 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 10 кВ, 1с 10 кВ, яч.№9 |
ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК класс точности 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 68841-17 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
10 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 10 кВ, 1с 10 кВ, яч.№7 |
ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК класс точности 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 68841-17 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
11 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 10 кВ, 1с 10 кВ, яч.№5 |
ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК класс точности 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 68841-17 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
12 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 10 кВ, 2с 10 кВ, яч.№12 |
ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК класс точности 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 68841-17 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
13 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 10 кВ, 2с 10 кВ, яч.8 |
ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК класс точности 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 68841-17 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
14 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 10 кВ, 2с 10 кВ, яч.6 |
ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК класс точности 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 68841-17 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
15 |
ПС 220/35/10/0,4 кВ Кировка, КРУН 10 кВ, 2с 10 кВ, яч.10 |
ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт=300/5 рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-ЭК класс точности 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 68841-17 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
RTU-325L рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками (МХ) не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 МХ ИК. 2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть | ||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 - 15 (ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 <0,051н1 |
1,8 |
2,5 |
4,8 |
1,9 |
2,6 |
4,8 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,1 |
1,6 |
3,0 |
1,2 |
1,7 |
3,0 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
IH1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6), % | ||||
|
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
|
1 - 15 (ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 0,5) |
0,01(0,02)^1 < I1 <0,051н1 |
4,1 |
2,5 |
4,5 |
2,9 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,5 |
1,6 |
2,7 |
1,8 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,8 |
1,2 |
2,0 |
1,4 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,8 |
1,2 |
1,9 |
1,4 | |
Примечания к таблицам 3 и 4:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные и рабочие условия применения согласно таблице 5.
Таблица 5 - Технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование параметра |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры питающей сети: - напряжение, В - частота, Гц параметры сети: - напряжение, % от Ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 (sin9) - магнитная индукция внешнего происхождения, не более, мТл. - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для: - электросчетчиков активной энергии, °С - электросчетчиков реактивной энергии, °С - температура окружающей среды для УСПД, °С |
от 217,8 до 222,2 от 48,5 до 51,5 от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 (0,5) 0,05 от -40 до +50 от +21 до +25 от +18 до +22 от +10 до +30 |
|
Наименование параметра |
Значение |
|
Условия эксплуатации для ТТ и ТН: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- сила тока, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cos9 |
от 0,8 до 1,0 |
|
- коэффициент мощности, sin9 |
от 0,6 до 0,5 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от -30 до +35 |
|
Условия эксплуатации для электросчетчиков: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- сила тока, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cos9 |
от 0,8 до 1,0 |
|
- коэффициент мощности, sin9 |
от 0,6 до 0,5 |
|
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более, мТл |
0,5 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от -40 до +65 |
|
Условия эксплуатации аппаратуры передачи и обработки данных: параметры сети: - напряжение, В |
от 210 до 230 |
|
- частота, Гц |
от 49 до 51 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 96 до 104 |
|
- относительная влажность воздуха, % |
от 65 до 75 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ Альфа 1800, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
48 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Система обеспечения единого времени: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, лет, не менее |
5 |
|
ИВК: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
35 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
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 журналаз счетчика и УСПД событий фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
Защищённость применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД и ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-35-01 |
15 |
|
ТЛО-10 |
30 | |
|
Трансформаторы напряжения |
GE-36 |
6 |
|
ЗНОЛП-ЭК |
9 | |
|
Счётчики электрической энергии многофункциональные |
Альфа А1800 |
15 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-103-2016 |
1 |
|
Программное обеспечение |
СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС «Метроскоп» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
АУВП.411711. ФСК.009.11.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-103-2016 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Кировка. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 сентября 2016 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки
трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчики Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД RTU-325L - в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 27008-04;
- термогигрометр электронный CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Кировка», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР1.34.2018.32362, свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 2510/500-RA.RU.311703-2018 от 19.11.2018 г. МВИ аттестована ФБУ "РОСТЕСТ-МОСКВА", аттестат аккредитации RA.RU.311703.
Нормативные документы
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Кировка
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
Смотрите также
