Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Хорогочи
| Номер в ГРСИ РФ: | 69310-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Хорогочи (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 69310-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Хорогочи |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ АУВП.411711.ФСК.РИК.008.25 |
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 | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 69310-17: Описание типа СИ | Скачать | 117.1 КБ | |
| 69310-17: Методика поверки РТ-МП-4702-500-2017 | Скачать | 6.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Хорогочи (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 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).
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос УСПД уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом Данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее -ЕЦССЭ) поступают на серверы ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи. Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате Xml, и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Хорогочи ПАО «ФСК 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в АИИС КУЭ в состав ИВК и ИВКЭ входят устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ), подключенные к серверу уровня ИВК и УСПД. Сличение часов сервера и УСПД с часами УССВ ежесекундное. Коррекция часов сервера и УСПД выполняется при расхождении с показаниями УССВ более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и часов УСПД более чем на ±2 с. Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - 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.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с
Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав первого и второго уровней ИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 220 кВ Хорогочи, ОРУ-35 кВ, Ввод Т 1 35кВ |
ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Г осреестр № 59982-15 |
ЗНОМ-35-65 У1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
2 |
ПС 220 кВ Хорогочи, ОРУ-35 кВ, Ввод Т 2 35кВ |
ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Г осреестр № 59982-15 |
ЗНОМ-35-65 У1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
3 |
ПС 220 кВ Хорогочи, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Хорогочи-Уркима". |
ТФЗМ 35 А У1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Г осреестр № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 У1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
4 |
ПС 220 кВ Хорогочи, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Хорогочи-Глухари №1". |
ТФН-35М кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Г осреестр № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 У1 кл.т 0,5 Ктн = (350)00)/\3)/(10)0)/\3) Г осреестр № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
5 |
ПС 220 кВ Хорогочи, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Хорогочи-Глухари №2". |
ТФЗМ 35 А У1 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Г осреестр № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 У1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
6 |
ПС 220 кВ Хорогочи, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.17 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Г осреестр № 25433-11 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
7 |
ПС 220 кВ Хорогочи, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.21 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Г осреестр № 25433-11 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8 |
ПС 220 кВ Хорогочи, ЗРУ-10 кВ, 1с-10 кВ, яч.11 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Г осреестр № 25433-11 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-69 |
A1805RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
9 |
ПС 220 кВ Хорогочи, Шкаф учета №1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Ростелеком №1. |
Т-0,66 М У3 кл.т 0,5S Ктт = 20/5 Г осреестр № 36382-07 |
- |
A1805RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
10 |
ПС 220 кВ Хорогочи, Шкаф учета №2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Ростелеком №2. |
Т-0,66 М У3 кл.т 0,5S Ктт = 20/5 Г осреестр № 36382-07 |
- |
A1805RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
11 |
ПС 220 кВ Хорогочи, ВРУ-0,4 кВ, п.№1, КЛ-0,4 кВ МТС №1. |
- |
- |
A1140-05-RAL- BW-41I кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 33786-07 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
|
12 |
ПС 220 кВ Хорогочи, ВРУ-0,4 кВ, п.№2, КЛ-0,4 кВ МТС №2. |
- |
- |
A1140-05-RAL- BW-41I кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 33786-07 |
RTU-325L Г осреестр № 37288-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
3 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
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 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6, 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,6 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,2 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±4,8 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
8 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,6 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±3,0 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±3,5 |
±2,5 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±5,1 |
±3,4 |
±2,6 |
±2,6 | |
|
9, 10 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 S) |
1,0 |
±2,3 |
±1,5 |
±1,4 |
±1,4 |
|
0,9 |
±2,5 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±4,9 |
±3,1 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
11, 12 (Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±1,3 |
±1,3 |
±1,3 |
|
0,9 |
- |
±1,4 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,8 |
- |
±1,5 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±1,8 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
Номер ИК |
cos^ |
Г раницы интер] ИК при изме рабочих усл< дове] |
вала допускаемой относительной погрешности рении реактивной электрической энергии в овиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при рительной вероятности, равной 0,95 | ||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±3,8 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,8 |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±2,6 |
±1,7 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
3 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,4 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6, 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,3 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,7 |
|
0,8 |
±4,5 |
±2,7 |
±2,0 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±2,9 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
8 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
±8,2 |
±4,8 |
±3,2 |
±3,1 |
|
0,8 |
±6,1 |
±3,7 |
±2,6 |
±2,5 | |
|
0,7 |
±5,2 |
±3,2 |
±2,3 |
±2,2 | |
|
0,5 |
±4,4 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
9, 10 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S) |
0,9 |
±8,1 |
±4,5 |
±2,9 |
±2,7 |
|
0,8 |
±6,0 |
±3,5 |
±2,4 |
±2,2 | |
|
0,7 |
±5,1 |
±3,1 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±4,3 |
±2,7 |
±2,0 |
±1,9 | |
|
11, 12 (Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±3,6 |
±3,3 |
±3,3 |
|
0,8 |
- |
±3,5 |
±3,3 |
±3,3 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±3,2 |
±3,2 | |
|
0,5 |
- |
±3,4 |
±3,2 |
±3,2 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9<1,0 нормируется от 12%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-!н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- частота - (50+0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 !н1 до 1,2^н1;
- частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8•ин2 до 1,15^ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 •]н2 до 2-Тн2;
- частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии Альфа А1140 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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 журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТГМ-35 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 35 А У1 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТФН-35М |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 М У3 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66У3 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A18O2RALQ-P4GB-DW4 |
7 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A18O5RALQ-P4GB-DW4 |
3 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1140-05-RAL-BW-4H |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4702-500-2017 |
1 |
|
Формуляр |
АУВП.411711.ФСК.РИК.ОО8.25ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4702-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Хорогочи. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 11.08.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Хорогочи».
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
