Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ "Кызылская" ОАО "ФСК ЕЭС" (МЭС Сибири)"
| Номер в ГРСИ РФ: | 50700-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Электроцентроналадка" (ОАО "ЭЦН"), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ ┌Кызылская√ ОАО ┌ФСК ЕЭС√ (МЭС Сибири) (далее ╞ АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ┌Кызылская√ ОАО ┌ФСК ЕЭС√ (МЭС Сибири)) предназначена для измерений, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ ┌Кызылская√ ОАО ┌ФСК ЕЭС√ (МЭС Сибири)√, предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 50700-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ "Кызылская" ОАО "ФСК ЕЭС" (МЭС Сибири)" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 47533 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 541 п. 03 от 27.07.2012 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Электроцентроналадка" (ЭЦН), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | НВЦП.422200.039.1МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 50700-12: Описание типа СИ | Скачать | 250 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири) (далее - АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири)) предназначена для измерений, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири)», предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Описание
АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кы-зылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири), представляет собой трехуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) состоит из установленных на объектах контроля трансформаторов тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВ-КЭ), в который входит устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325, обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (ПО), каналообразующую аппаратуру, рабочие станции (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в ОАО «АТС».
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления: 1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по за-
просу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызыл-ская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири) измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики Альфа производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация передается в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМа к базе данных. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи.
АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызыл-ская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири) имеет 3 независимых устройства синхронизации времени УССВ. Коррекция времени ИВК (сервер) производится не реже одного раза в сутки по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного ИВК (сервер). Коррекция времени каждого УСПД производится не реже одного раза в час по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного УСПД (RTU-325).
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири) соответствуют критериям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям НП «Совет рынка» и ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращения активной электрической энергии, календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам или к УСПД (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на компьютер высшего уровня.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири), являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
ПО «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири), приведены в таблице 1.
Таблица 1
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) |
Альфа Центр AC_PE_100. 12.02.01.02 |
94b754e7dd0a57655c4f6b82 52afd7a6 |
MD5 |
|
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
231657667d86238ff596845b e4ba5d01 | |||
|
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
276049f66059b53881e5c27c 8277dc01 | |||
|
Драйвер работы с БД |
5e9a48ed75a27d10c135a87e 77051806 | |||
|
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
0939ce05295fbcbbba400eea e8d0572c | |||
|
Библиотека сообщений планировщика опросов |
b8c331abb5e34444170eee93 17d635cd |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2
|
параметр |
значение |
|
Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. |
Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
|
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц |
220+ 22 50 + 1 |
|
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С |
от +5 до +35 |
|
- трансформаторов тока и напряжения, °С |
от -40 до +40 |
|
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл |
0,5 |
|
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения |
25-100 |
|
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % |
0,25 |
|
Первичные номинальные напряжения, кВ |
110; 10; 0,4 |
|
Первичные номинальные токи, кА |
0,4; 0,3; 0,1; 0,08 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
|
Количество точек измерения, шт. |
7 |
|
Интервал задания границ тарифных зон, минут |
30 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, секунд |
±5 |
|
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S/0,5; 0,5S/1).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Таблица 3
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, Sэ %.
|
№ ИК |
Состав ИИК |
cos ф (sin ф) |
3 1(2) %I I1(2) %<I<I5% |
3 5%I I5%, I I2(i",, |
3 20%I I20%<I<I100% |
3 100%I I100%<I<I120% |
|
1, 5 |
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) |
1 |
Не нормируется |
±1,1 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,8 (емк.) |
Не нормируется |
±1,5 |
±1,0 |
±0,9 | ||
|
0,5 (инд.) |
Не нормируется |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 | ||
|
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
Не нормируется |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,5 (0,87) |
Не нормируется |
±1,6 |
±1,1 |
±1,0 | ||
|
2,3 6,7 |
ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) |
1 |
Не нормируется |
±2,1 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,8 (емк.) |
Не нормируется |
±3,3 |
±2,1 |
±1,8 | ||
|
0,5 (инд.) |
Не нормируется |
±5,6 |
±3,1 |
±2,4 | ||
|
ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует |
0,8 (0,6) |
Не нормируется |
±5,1 |
±2,9 |
±2,3 |
|
Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) |
0,5 (0,87) |
Не нормируется |
±3,4 |
±2,2 |
±2,0 | |
|
4 |
ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) |
1 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,8 (емк.) |
±3,0 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,4 | ||
|
0,5 (инд.) |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | ||
|
ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
±5,0 |
±2,7 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 (0,87) |
±3,1 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (§ р ), рассчиты-
ваются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
KKe -100%
ч 1000РТср )
, где
§р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней полу-
часовой мощности и энергии, в %;
§ э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 при из-
мерении электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
§ = ——--100%, где
р.^рр. зб00Тср ’
Лt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири) типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблице 4, 5.
Таблица 4.
|
Канал учета |
Средство измерений | ||
|
№ ИК |
Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) |
Наименование средств измерений |
Обозначение, тип, технические условия либо метрологические характеристики, № Г осреестра |
|
АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кы-зылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири) |
УСПД |
RTU-300 № 002434 ГР № 19495-03 | |
|
1 |
ГТЭС «Кызылская» Вывод 110кВ мобильной подстанции |
ТТ |
TAT Класс точности 0,2 I1/I2 =300/5 №№ 6100566; 6100570; 6100571 ГР № 29838-05 |
|
ТН |
EMF 52-170 Класс точности 0,2 U1/U2 =110000:^3/100:^3 №№ 1HSE 8730568;1HSE8730569; 1HSE 8730570 ГР № 32003-06 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800; Класс точности 0,2S/0,5 № 06918383 ГР № 31857-06 | ||
|
2 |
ГТЭС «Кызылская» ТСН-1 |
ТТ |
ASK Класс точности 0,5 I1/I2 =400/5 № № 07С 91201584; 07С 91201588; 07С 91201590 ГР № 31089-06 |
|
ТН |
Нет | ||
|
Счетчик |
АЛЬФА Класс точности 0,5S/1 № 01154311 ГР № 14555-02 | ||
|
3 |
ГТЭС «Кызылская» ТСН-2 |
ТТ |
ASK Класс точности 0,5 I1/I2 =80/5 №№ 06К 91006700; 06К 91006696; 06К 91006697 ГР № 31089-06 |
|
ТН |
Нет | ||
|
Счетчик |
АЛЬФА Класс точности 0,5S/1 №01154308 ГР № 14555-02 | ||
|
4 |
ГТЭС «Кызылская» КТПН |
ТТ |
ТОЛ-10-I Класс точности 0,5 S I1/I2 =100/5 №№ 16688; 10769; 16689 ГР № 15128-07 |
|
ТН |
НТМИ-10-66 Класс точности 0,5 U1/U2 =10000/100 № 1153 ГР № 831-69 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 класс точности 0,2S/0,5 № 01201706 ГР № 31857-06 | ||
|
АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири) |
УСПД |
RTU-300 № 002162 ГР № 19495-03 | |
|
5 |
ГТЭС «Кызылская» Вывод 110кВ мобильной подстанции №2 |
ТТ |
TAT Класс точности 0,2 I1/I2 =300/5 №№ 06100569; 06100568; 06100567 ГР № 29838-05 |
|
ТН |
EMF 52-170 Класс точности 0,2 U1/U2 =110000:^3/100:^3 №№ 1HSE 8730565; 1HSE 8730566; 1HSE 8730567 ГР № 32003-06 | ||
|
Счетчик |
Альфа А3 Класс точности 0,2S/0,5 № 01144761 ГР № 27429-04 |
|
6 |
ГТЭС «Кызылская» ТСН-3 |
ТТ |
ASK Класс точности 0,5 I1/I2 =400/5 № № 07А91122745; 07А91122747; 07А91122749 ГР № 31089-06 |
|
ТН |
Нет | ||
|
Счетчик |
АЛЬФА Класс точности 0,5S/1 № 01149137 ГР № 14555-02 | ||
|
7 |
ГТЭС «Кызылская» ТСН-4 |
ТТ |
ASK Класс точности 0,5 I1/I2 =100/5 №№ 06/36391; 06/36393; 06/36392 ГР № 31089-06 |
|
ТН |
Нет | ||
|
Счетчик |
АЛЬФА Класс точности 0,5S/1 № 01144763 ГР № 14555-02 |
Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири) как его неотъемлемая часть.
Таблица 5
|
Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации |
Необходимое количество для АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири) |
|
ИВК HP Proliant DL160G5 Xeon E 5405/Q3Y-1GB/ |
1 шт. |
|
НЖМД- 2x250Gb | |
|
Сотовый модем TC35T |
1 шт. |
|
Источник бесперебойного питания (ИБП) Smart-UPS |
1 шт. |
|
1000RM | |
|
Спутниковый терминал |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени УССВ-16HVS |
1 шт. |
|
Инженерный пульт на базе Notebook |
1 шт. |
|
Формуляр НВЦП.422200.039.1.ФО |
1(один) экземпляр |
|
Методика поверки НВЦП.422200.039.1.МП |
1(один) экземпляр |
|
Руководство по эксплуатации НВЦП.422200.039.1.РЭ |
1(один) экземпляр |
|
Программное обеспечение электросчетчиков |
Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
|
Программное обеспечение УСПД RTU-325 |
Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
|
Программный пакет AC-PE_100 «АльфаЦЕНТР». Версия 12 |
Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
|
Устройство синхронизации системного времени |
2 шт. |
|
GSM терминал Simens TC 35T |
2 шт. |
|
Маршрутизатор Cisco 2960 |
2 шт. |
|
Спутниковый терминал |
2 шт. |
Поверка
осуществляется по документу НВЦП.422200.039.1МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири)». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа Альфа в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМ в 2002 г.;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМ в 2006 г.;
- средства поверки многофункциональных трехфазных счетчиков электрической энергии типа Альфа А3 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМ в 2004 г.;
- средства поверки устройств сбора и передачи данных RTU-300 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМС в 2003 г;
- Радиочасы МИР РЧ-01;
- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)»;
- Мультиметр «Ресурс - ПЭ».
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе: «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на площадке ПС 220/110/35/10 кВ «Кызылская» ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Сибири)». Руководство по эксплуатации. НВЦП.422200.039.1.РЭ.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
