Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Роскоммунэнерго" в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1
| Номер в ГРСИ РФ: | 57326-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд", г.Екатеринбург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 57326-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Роскоммунэнерго" в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 091 |
Производитель / Заявитель
ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд", г.Екатеринбург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 57326-16: Описание типа СИ | Скачать | 116.2 КБ | |
| 57326-16: Методика поверки МП 206.1-008-2018 | Скачать | 2.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», эталонный источник системного времени тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ».
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP. ИВК имеет возможность сбора информации от системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии филиала АО «Облкоммунэнерго» -ЗАО «Тагилэнергосети» (Рег. № 67259-17).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. Источником сигналов точного времени служит тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер). Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). Синхронизация сервера БД АИИС КУЭ осуществляется от тайм-сервера в соответствии с международным документом RFC-1305 через глобальную сеть Интернет с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) Тайм-сервер обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени тайм-сервера более чем на ±1 с, Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД 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
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Номер точки измерений |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
201 |
ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1 сш, яч. 102, ф.6 кВ ф. Черных - 1 |
ТОЛ-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±2,6 ±4,3 |
|
2 |
202 |
ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2 сш, яч. 211, ф.6 кВ ф. Черных - 2 |
ТОЛ-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±2,6 ±4,3 |
|
3 |
203 |
ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1 сш, яч. 105, ф.6 кВ ГМЗ - 1 |
ТОЛ-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±2,6 ±4,3 |
|
4 |
204 |
ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2 сш, яч. 202, ф.6 кВ ГМЗ - 2 |
ТОЛ-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±2,6 ±4,3 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
205 |
ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 сш, яч.305, ф.6кВ ГДМ-1 |
ТОЛ-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
6 |
206 |
ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 сш, яч.406, ф.6кВ ГДМ-2 |
ТОЛ-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
7 |
207 |
ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 сш, яч.104, ф.6кВ Красноармейский-1 |
ТОЛ-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
8 |
208 |
ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 сш, яч.208, ф.6кВ Красноармейский-2 |
ТОЛ-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
9 |
143а |
ПС «Сторожевая» 35/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 сш, яч.18, ф.Михайловский-2 |
ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5 150/5 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
10 |
211 |
ПС «Пихтовая» 110/6 кВ, ЗРУ-6кВ, 4сш, яч.6, ф.6кВ Хвойный 4 |
ТПЛ-10-М-1У2 Кл. т. 0,5S 400/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,6 |
±3,4 ±4,3 |
|
11 |
212 |
ПС «Пихтовая» 110/6 кВ, ЗРУ-6кВ, 2сш, яч.50, ф.6кВ Энтузиастов 2 |
ТПЛ-10-М-1 Кл. т. 0,5S 150/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,6 |
±3,4 ±4,3 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
12 |
209 |
ПС «Г орбуново» 110/35/10 кВ, ЗРУ-10кВ, 2сш, яч.15, Муринский 4 |
ТПЛ-10-М-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
13 |
210 |
ПС «Г орбуново» 110/35/10 кВ, ЗРУ-10кВ, яч.6 Муринский 3 |
ТПЛ-10-М-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5 |
НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
14 |
3 |
ПС «Красный Камень» 110/35/6кВ, ЗРУ-6кВ, 2 сш, яч.2, ф.6кВ ДК Строитель-2 |
ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5S 400/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,6 |
±3,4 ±4,3 |
|
15 |
2 |
ПС «Красный Камень» 110/35/6кВ, ЗРУ-6кВ, 1 сш, яч. 33, ф.6кВ ДК Строитель-1 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,6 |
±3,3 ±4,3 |
|
16 |
1 |
ПС «Красный Камень» 110/35/6кВ, ЗРУ-6кВ, 1 сш, яч. 1, ф.6кВ Комсомольский-1 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,6 |
±3,3 ±4,3 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ВМ-2006 оп.35 |
ТОЛ-10-1-2 |
ЗНОЛП |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная |
±1,2 |
±3,3 | ||
|
17 |
135а |
ВЛ-6 кВ ф. Руш-1 от ПС «Старатель» |
Кл. т. 0,5 150/5 |
Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
реактивная |
±2,6 |
±4,3 | |
|
18 |
177 |
ЛЭП-10кВ Хуторка, отпайка, опора 2а, ПКУ-10кВ ЛЭП «Хуторка» |
ТОЛ-10-Ш-2 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 50/5 |
НОЛ-10-Ш УХЛ1 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,6 |
±3,4 ±4,3 |
|
19 |
87 |
ПС «Выйская» 35/6кВ, ЗРУ-6 кВ, |
ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 200/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03 |
активная |
±1,1 |
±3,0 |
|
1 сш, яч.6, ф.Котельная 1 |
Кл. т. 0,2S/0,5 |
реактивная |
±2,7 |
±4,8 | ||||
|
20 |
93 |
ЯКНО 6 кВ ВЛ-17 6кВ от оп.5 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 150/5 |
НОЛ.08-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
активная |
±1,2 |
±3,4 |
|
ВЛ-6 кВ ф.Огнеупор-1 |
Кл. т. 0,5S/1,0 |
реактивная |
±2,6 |
±4,3 | ||||
|
21 |
105 |
ВМ-1005 6кВ отпайки от оп.23 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 |
НОЛ.08 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
активная |
±1,2 |
±3,3 |
|
ВЛ-6 кВ ф.Гидроузел-3 |
Кл. т. 0,5S/1,0 |
реактивная |
±2,6 |
±4,3 | ||||
|
ПС «Старатель» 110/35/6кВ, ЗРУ- 6 кВ, 1 сш, яч. 13, ф.6 кВ Руш 1 |
ТОЛ-10-У3 |
ЗНОЛ-06-6УЗ Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03 |
активная |
±1,1 |
±3,0 | ||
|
22 |
135 |
Кл. т. 0,5 200/5 |
Кл. т. 0,2S/0,5 |
реактивная |
±2,6 |
±4,6 |
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Примечания:
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. Погрешность в рабочих условиях указанадля cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 22 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
22 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 для ИК № 1-4 |
0,87 |
|
для ИК № 5-22 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЕ 304 S32 402 |
120000 |
|
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 |
165000 |
|
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М |
165000 |
|
для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.12 |
165000 |
|
для электросчетчика Меркурий 230 Art-00 PQRSIDN |
150000 |
|
для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
70000 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
114 40 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег № |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-1-У2 |
47959-11 |
24 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 У3 |
1261-08 |
5 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М-1У2 |
47958-11 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М-1У2 |
47958-16 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М-1 |
47958-11 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М-У2 |
22192-07 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2 |
15128-07 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-Ш-2-УХЛ1 |
47959-11 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-У3 |
7069-02 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-6 У2 |
46738-11 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3344-72 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-06-6УЗ |
46738-11 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП |
23544-07 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
60002-15 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
831-53 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66У3 |
831-69 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ-10-Ш-УХЛ1 |
49075-12 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ.08-6 У2 |
66629-17 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ.08 |
3345-04 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 230 art-00 pqrsidn |
23345-07 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY |
31424-07 |
8 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
5 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
50460-12 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 |
50460-12 |
1 |
|
Сервер баз данных |
IBM Blade Server HS22 |
- |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-008-2018 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-008-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29 января 2018 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»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу Методика поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики
электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЕ 304 S32 402 - по документу «Счетчики активной и реактивной
электрической энергии трехфазные СЕ 304. Методика поверки» ИНЕС.411152.064 Д1, согласованному с ФГУП «ВНИИМС» в 2006 г.;
- счётчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS;
- термогигрометр CENTER (мод.311): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
