Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ "Белозерная"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 48848-12
Производитель / заявитель: ООО "Велес", г.Среднеуральск

Для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Скачать

48848-12: Описание типа СИ Скачать 118.8 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 48848-12
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ "Белозерная"
Технические условия на выпуск П5000745-183-024-УЭ ИЭ
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки / информация о поверке МП 48848-12
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Примечание 20.11.2013 заменен на 48848-13
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ ВНИИМС
Адрес центра 119361, г.Москва, Озерная ул., 46
Руководитель центра Кононогов Сергей Алексеевич
Телефон (8*095) 437-55-77
Факс 437-56-66
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 45223
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола Приказ 23 от 20.01.12 п.41
Производитель / Заявитель

ООО "Велес", г.Среднеуральск

 Россия 

Юр.адрес: 624071, Свердловская обл., ул.Строителей, д.8, оф. 53, Почт.адрес: 624071, Свердловская обл., ул.Бахтеева, 25А-60, тел. +79022749085


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Белозерная» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

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 - измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 2 измерительных канала системы по количеству точек учета электроэнергии.

Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же запрограммированных параметров.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.

УСПД типа RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень 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 ОРЭ.

ИВК состоит из ЦСОД (центр сбора и обработки данных) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), а также устройства синхронизации времени в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири и в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири используется программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) -специализированное программное обеспечение (СПО) «Метроскоп».

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключен АРМ персонала.

Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ ПС.

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 и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Коммуникационный сервер опроса ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконнооптическая линия связи (ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири 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.

В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД МЭС Западной Сибири по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) - один раз в 30 минут. Сервер сбора данных ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) осуществляет соединение и получение данных с коммуникационного сервера ЦСОД МЭС Западной Сибири аналогично запросу к УСПД типа RTU-327, в котором реализован протокол «Альфа ЦЕНТР»/»Каскад» версии 1.26, что исключает любое несанкционированное вмешательство и модификацию данных ПО «Альфа Центр».

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) 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 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 (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в филиал «СО ЕЭС» - Тюменское РДУ, 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 (СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях системы.

Контроль времени в ИК ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация времени выполняется автоматически в случае расхождения времени в счетчике и УСПД на величину более ± 1 секунды.

Синхронизация системного времени УСПД выполняется автоматически, через устройство синхронизации времени УССВ-35ИУ8, которое подключается к УСПД по интерфейсу RS-232.

В ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) также используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, которое подключается к коммуникационному серверу по интерфейсу RS-232. Синхронизация системного времени серверов ИВК выполняется автоматически по сигналам УССВ-35HVS на величину более ± 1 секунды.

Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» обеспечивает измерение времени в системе с погрешностью не хуже нормированного значения ± 5 секунд.

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 специализированного программного обеспечения (далее - СПО), установленного в ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)_

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационно е наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатор а программного обеспечения

1

2

3

4

5

СПО(АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп)

СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп)

1.00

289аа64Г646сё3873804ёЬ5АЬё

653679

MD5

d7b2a65b053f7b00965f07e962

e0aaee

amra.exe

Альфа ЦЕНТР.1пк

Альфа ЦЕНТР Коммуникатор.1пк

Альфа ЦЕНТР Диспетчер заданий.1пк

Альфа ЦЕНТР Утилиты.1пк

Альфа ЦЕНТР Статус.1пк

9779e562a8958204284b865f2a

cd09c6

9b8ce8b7b7562062f0b8713f3f

2f4413

d24af846591483b84ee5be8b84

570126

c0aeec492367782e2c523b075a

abfff0

70b7d90e520172503b66eb866

2dab414

«АльфаЦентр»

Альфа ЦЕНТР Администратор .1пк

40a753f95155fdbf4f64fd19f93

efa59

5.05.01.01

MD5

48e9434fcb7cf2290145108177

672d4b

Конфигуратор.1пк

amrserver.exe

amrc.exe

cdbora2.d11

Encryptd11.d11

a1phamess.d11

a8647df1bf210bfa14395cab0ea

24968

c2f76626e3ebb71c647ee6b63a 2735ce

5d8c1bbb486f5cc2d62004a839

d14295

0939ce05295fbcbbba400eeae8

d0572c

b8c331abb5e34444170eee9317

d635cd

•    Комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), включающий в себя СПО внесен в Госреестр СИ РФ под № 45048-10, комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «Альфа-Центр», включающий в себя ПО, внесен в Госреестр СИ РФ под № 20481-00;

•    Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов;

•    Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 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.

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03, зав. № 545).

Таблица 2. Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики_

Канал измерений

Состав измерительного канала

ч

с

н

н

тт

К

Наименование измеряемой величины

Вид энергии

Метрологические

характеристики

Номер ИК, код точки измерений

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

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

Обозначение, тип

Заводской

номер

Основная относительная погрешность ИК, (±5) %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) %

соб ф = 0,87 sin ф = 0,5

соб ф = 0,5 sin ф = 0,87

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ВЛ 220кВ Белозерная - Факел

н

н

КТ = 0,2S Ктт = 800/5 Г.р. № 39246-08

А

ТВГ-220

1540-11

352000

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная

Активная

Реактивная

± 0,8 % ± 1,8 %

± 2,2 % ± 3,1 %

В

ТВГ-220

1539-11

С

ТВГ-220

1538-11

НИ

КТ = 0,5 Ктн=220000^3/100^3 Г.р. № 14626-05

А

НКФ-220-58

1095990

В

НКФ-220-58

1095999

С

НКФ-220-58

1095989

К

н

(N

КТ = 0,5 Ктн=220000^3/100^3 Г.р. № 14626-05

А

НКФ-220-58

30276

В

НКФ-220-58

1110299

С

НКФ-220-58

1110302

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Г.р. № 16666-07

EA02RAL^-4

01113912

Окончание таблицы 2

ю

BJI 220кВ Белозерная -Узловая

ю

Счетчик

2ТН

1ТН

ТТ

H

"I

и

"I

43

ю

43

ю*

ю

о

о

W

Н

ю*

Е

о

о

II

^1

On

JO

00

Ю

'ui

On

On

i

VO

i

О

о

н

о

О

СЛ

"1

м    л о

g}    II bJ

On    jO

О    ^ ^1

Ю

Ю

о

о

о

о

н

ю*

Е

Ov __

£ ^

о

о

о

>

>

>

И

ю

ю

О

О

о

ю

о

н

ю

о

н

м

>

0 ю £ W

1

4^

ю

о

ю

о

ю

ю

^1

о

ю

о

OJ

о

VO

о

440000

ON

Мощность и энергия активная Мощность и энергия _реактивная_

TI

о

п

X

со

X

Р

>

К

со

X

Р

H-

H-

o

00

00

o4

o4

H-

H-

LtJ

Ю

м

"to

o4

o4

VO

Примечания:

1.    В Таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р = 0,95;

2.    Нормальные условия:

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

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

-    температура окружающего воздуха: ТТ от 15°С до 35°С;ТН от 10°С до 35°С; счетчиков: в части активной и реактивной энергии от 21°С до 25°С; УСПД от 15°С до 25°С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

3.    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9^1,1)Цн1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02)^ 1,2)1н1; коэффициент 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 (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9^1,1)Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,0К1,2)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 10°С до 30°С;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

-    температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа

4.    Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

5. 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. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа ЕвроАльфа - не менее 80000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

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;

-    журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени;

-    журнал УСПД:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение сервера;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - С.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    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).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа ЕвроАльфа - не менее 30 лет;

-    ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;

-    ИВК - результаты измерений, состояние объектов и 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 (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Белозерная» типографическим способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» представлена в таблице 3.

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная»

Наименование (обозначение) изделия

Кол. (шт)

Трансформаторы тока встроенные ТВГ-220

3

Трансформаторы тока встроенные ВСТ

3

Трансформаторы напряжения НКФ-220-58

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа

2

Комплексы аппаратно-программых средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300

1

УССВ-35И^

3

Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

1

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии "Альфа-Центр"

1

ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 48848-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Белозерная». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2011 года.

Перечень основных средств поверки:

-    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    Трансформаторы напряжения - по МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    Средства измерений МИ 3195-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    Средства измерений МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    Счетчик ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;

-    УСПД RTU-300 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 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.;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -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 П5000745-183-024-УЭ ИЭ «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии Единой национальной электрической сети на АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 500/220 кВ «Белозерная»

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

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

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

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

ГОСТ 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».

П5000745-183-024-УЭ ИЭ «Автоматизированная информационно-измерительная система

коммерческого учета электроэнергии Единой национальной электрической сети на АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

48847-12
Laserhawk 360 Анализатор пыли
Фирма "Teledyne Monitors Labs, Inc.", США
Для автоматического измерения массовой концентрации аэрозольных частиц в отходящих газах газоходов и дымовых труб.
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
48846-12
ДВА-И3 Датчики вибрации трехкоординатные
ООО "НПО САРОВ-ВОЛГОГАЗ", г.Саров
Для измерения среднеквадратического значения (СКЗ) виброскорости по трем взаимно перпендикулярным координатам и сигнализации о превышении заданных уровней вибрации. Для контроля параметров вибрации элементов конструкции паровых и газовых турбин, насо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Default ALL-Pribors Device Photo
Спецраздел. Для проведения прецизионных измерений текущих навигационных параметров по сигналам навигационных космических аппаратов (НКА) космических навигационных систем (КНС) ГЛОНАСС и GPS в частотных диапазонах L1 и L2 и определения координат потре...