Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Нальчик" (расширение)
| Номер в ГРСИ РФ: | 63647-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "РИТЭК-СОЮЗ", г.Краснодар |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Нальчик» (расширение) (далее по тексту -АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 63647-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Нальчик" (расширение) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 088 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ), г.Краснодар
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 63647-16: Описание типа СИ | Скачать | 109.2 КБ | |
| 63647-16: Методика поверки РТ-МП-2849-500-2016 | Скачать | 3.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Нальчик» (расширение) (далее по тексту -АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5, измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2 и 0,5, многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики) классов точности 0,2S и 0,5S по активной энергии, 0,5 и 1,0 по реактивной энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325H (Госреестр № 44626-10), устройство синхронизации времени, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), состоящий из коммуникационного сервера опроса (КС) и сервера базы данных (СБД) центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС», сервера ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга, устройства синхронизации времени, автоматизированных рабочих мест (АРМ) пользователей, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации.
Связь АИИС КУЭ с ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» реализуется с помощью единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ), организованной на базе волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) и системы спутниковой связи.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
«Метроскоп» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации - участники ОРЭМ.
Принцип действия:
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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВ'тч) передаются в целых числах.
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 АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью ЕТССЭ, организованной на базе ВОЛС (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе спутникового терминала.
По окончании опроса коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) СБД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В СБД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений 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. Между ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга происходит автоматическая репликация данных по сетям ЕТССЭ.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЦ и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС», в ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, УСПД, сервера.
В качестве базового прибора СОЕВ на уровне ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется устройство синхронизации времени УССВ-35 HVS, а на уровне ИВКЭ -устройство синхронизации времени НКУ МС-225 (на базе УССВ-16-HV).
Сравнение показаний часов СБД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» и УССВ-35 HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов СБД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.
Сравнение показаний часов коммуникационного сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» и СБД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов коммуникационного сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» и СБД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и НКУ МС-225, происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и НКУ МС-225 на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±2 с
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИИК АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
ПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
289аа64f646cd3873804db5fbd653679 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2
|
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК |
Вид электроэнергии | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
11 |
М - 2 |
ТФМЗ-110Б Г осреестр № 24811-03 Кл. т. 0,2 1000/1 Зав. № 10506, 10561, 10559 |
НКФ-110 Г осреестр № 26452-06 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 61801 61808, 61861 61727, 61778 5401 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл.т.0,28/0.5 Зав. № 01255326 |
RTU-325Н Зав. № 007216 Госреестр № 44626-10 |
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) Госреестр № 45048-10 |
Активная Реактивная |
|
12 |
ВЛ 110 кВ Нальчик-330 - Нальчик-110 (Л-105) |
ТФМЗ-110Б Г осреестр № 24811-03 Кл. т. 0,2 1000/1 Зав.№ 10536, 10537, 10529 |
НКФ-110 Г осреестр № 26452-06 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 61801 61808, 61861; 61727, 61778 5401 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл.т.0,28/0.5 Зав. № 01255327 |
Активная Реактивная | ||
|
13 |
ВЛ 110 кВ Нальчик -Птицефабрика (Л-178) |
ТФМЗ-110Б Г осреестр № 24811-03 Кл. т. 0,2 1000/1 Зав. № 10532, 10281, 10250 |
НКФ-110 Г осреестр № 26452-06 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 61801 61808, 61861; 61727, 61778 5401 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл.т.0,28/0.5 Зав. № 01255328 |
Активная Реактивная | ||
|
14 |
ВЛ 110 кВ Нальчик -Птицефабрика (Л-109) |
ТФМЗ-110Б Г осреестр № 24811-03 Кл. т. 0,2 1000/1 Зав. № 10283, 10275, 10267 |
НКФ-110 Г осреестр № 26452-06 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 61801, 61808, 61861; 61727, 61778 5401 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл.т.0,28/0.5 Зав. № 01255329 |
Активная Реактивная | ||
|
15 |
ВЛ 110 кВ Нальчик -Водозабор (Л-104) |
ТФМЗ-110Б Г осреестр № 24811-03 Кл. т. 0,2 1000/1 Зав. № 10522, 10240, 10244 |
НКФ-110 Г осреестр № 26452-06 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 61801, 61808, 61861 61727, 61778 5401 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл.т.0,28/0.5 Зав. № 01255330 |
Активная Реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
21 |
КЛ 10 кВ плавки гололеда на тросах ВЛ 110 кВ |
ТЛК-10-6У3 Г осреестр № 9143-06 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 2831, 1099 |
НТМИ-10 Г осреестр № 51198-12 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 934 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 01268972 |
RTU-325H Зав. № 007216 Госреестр № 44626-10 |
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) Госреестр № 45048-10 |
Активная Реактивная |
|
22 |
Ввод 0,4 кВ ТСН (TN1) |
Т-0,66 У3 Г осреестр № 32139-06 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 36184, 34984, 55180 |
- |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 01255342 |
Активная Реактивная | ||
|
23 |
Ввод 0,4 кВ ТСН (TN2) |
Т-0,66 У3 Г осреестр № 32139-06 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 36288, 33452, 35366 |
- |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 01255341 |
Активная Реактивная | ||
|
24 |
Ф-623, ТП-12/623/400, ТСН 0,4 кВ |
Т-0,66 У3 Г осреестр № 32139-06 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 03927, 01485, 11439 |
- |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-06 Кл.т.0,58/1,0 Зав. № 0255340 |
Активная Реактивная |
Таблица 3
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
11 - 15 ТТ 0,2; ТН 0,5; Счетчик 0,2S |
1,0 |
- |
±1,2 |
±1,0 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 | |
|
0,7 |
- |
±1,7 |
±1,3 |
±1,2 | |
|
0,5 |
- |
±2,4 |
±1,7 |
±1,6 | |
|
21 ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
22 - 24 ТТ 0,5; Счетчик 0,5 |
1,0 |
- |
±2,1 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,7 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,3 |
±1,9 | |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,1 |
±2,4 | |
|
Номер ИИК |
simp |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
11 - 15 ТТ 0,2; ТН 0,5; Счетчик 0,5 |
0,9 |
- |
±3,1 |
±2,1 |
±1,9 |
|
0,8 |
- |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 | |
|
0,7 |
- |
±2,0 |
±1,4 |
±1,3 | |
|
0,5 |
- |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 | |
|
21 ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5 |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±2,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
- |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
22 - 24 ТТ 0,5; Счетчик 1,0 |
0,9 |
- |
±7,0 |
±3,7 |
±2,8 |
|
0,8 |
- |
±5,1 |
±2,9 |
±2,3 | |
|
0,7 |
- |
±4,3 |
±2,5 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±2,2 |
±2,0 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 5i(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98/Лном до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 Ihom;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов;
- УСПД RTU-325H - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 256 554 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены
механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УССВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Компания
Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4
|
Наименование |
Тип |
Кол. |
|
Трансформатор тока |
ТГФ-330 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-УЭТМ-110 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-10 |
5 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
ТЕМР-362 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-М-330АУ1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
9 |
|
многофункциональные |
A1805RLQ-P4GB-DW-4 |
5 |
|
Коробки испытательные переходные |
КИ |
14 |
|
Разветвители интерфейсов |
ПР-3 |
14 |
|
Догрузочные резисторы для |
МР3021-Т-1А-3х10ВА |
33 |
|
трансформаторов тока |
МР3021-Т-5А-3х4ВА |
15 |
|
Догрузочные резисторы для трансформаторов напряжения |
MP3021-H-100 V3-3 Х30ВА |
8 |
|
УСПД |
RTU-325H-E2-M4-B12 |
1 |
|
Коммутатор Ethernet |
HP 1910-16G |
1 |
|
GSM-модем |
TC-65 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
НКУ МС-225 |
1 |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
БЕКВ.422231.088.РЭ |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
БЕКВ.422231.088.ПФ |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-2849-500-2016 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2849-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Нальчик» (расширение). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2016 года.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
- УСПД RTU-325H - по методике поверки ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: БЕКВ.422231.088.МВИ «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Нальчик»». Аттестована ЗАО «РИТЭК-СОЮЗ». Свидетельство об аттестации № 050/01.00190-12.2014 от 17 марта 2015 года.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
