данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников
ОРЭ (1 раз в сутки);
−
организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
−
синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ
(счетчик, шлюз Е-422, сервер АРМ ПС, УСПД) с помощью СОЕВ, соподчиненной
национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не
более ± 5 с;
−
автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
−
обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.).
АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северный Возей» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5; 0,5S; 3, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5
и cчетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные серии ZMD класса
точности 0,2S/0,5; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи
данных.
2-й уровень – ИВКЭ включает в себя:
−
шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав
которого входит два шлюза E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор, блоки
резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;
−
шкаф устройства центральной коммутации (далее – ЦКУ), в состав которого
входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор D-Link,
спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;
−
шкафУСПД,всоставкотороговходитУСПДЭКОМ-3000,блок
бесперебойного питания;
−
устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-
приемника (в составе УСПД ЭКОМ-3000).
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
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 электрической мощности,
которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая
мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической
мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от
средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков
ведутся профили нагрузки.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения
энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется
цифровой метод передачи данных.
Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северный Возей» в
состав ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием сигналов
точного времени и синхронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северный Возей»
осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК
производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УССВ на
2
3
значение trial 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС
производится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ
на значение более 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северный Возей» обеспечивает
измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью
технических и организационных мероприятий.
4
Основная
погрешность
ИК,
± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
Номер ИК, код точки
измерений
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
или свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование измеряемой величины
Вид электрической энергии
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
176000
ZMD402CT41.0467S
2 CU-B4
№ 93946805
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
678910
ТТ
ТН
4
АIMB 245
ВIMB 245
СIMB 245
АНКФ-220-58 У1
ВНКФ-220-58 У1
СНКФ-220-58 У1
5
№ 8672638
№ 8672628
№ 8672641
№ 32350
№ 32143
№ 32100
1
ВЛ-220 кВ №282 Северный
Возей - Харьяга
Счетчик
12 3
КТ=0,5
Ктт=400/5
15855-96
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60.
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
5
ТТ
ТН
176000
2
ВЛ-220 кВ №283 Северный
Возей - Харьяга
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946353
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
ТТ
ТН
176000
3
ОВВ-220
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946809
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
42000
4
ВЛ 35 кВ №81 сети ПЭС
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946350
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
Таблица 1. Продолжение
123
4
5678910
КТ=0,5
Ктт=400/5
15855-96
А IMB 245
В IMB 245
СIMB 245
№ 8672632
№ 8672642
№ 8672633
А НКФ-220-58 У1
ВНКФ-220-58 У1
СНКФ-220-58 У1
№ 32152
№ 32276
№ 31529
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60.
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
А ТВ-220-IУ2
ВТВ-220-IУ2
СТВ-220-IУ2
А НКФ-220-58 У1
ВНКФ-220-58 У1
СНКФ-220-58 У1
№ 3673
№ 3673
№ 3673
№ 32350
№ 32143
№ 32100
КТ=3
Ктт=400/5
20644-00
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60.
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
А ТПОЛ-35
ВТПОЛ-35
СТПОЛ-35
А ЗНОМ-35-65 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СЗНОМ-35-65 У1
№ 856
№ 834
№ 822
№ 1180811
№ 1180478
№ 1180935
КТ=0,5
Ктт=600/5
5717-76
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
6
ТТ
ТН
42000
5
ВЛ 35 кВ №82 сети ПЭС
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946354
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
42000
6
ВЛ 35 кВ №83 "Лукойл
Коми"
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946350
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
42000
7
ВЛ 35 кВ №84 "Лукойл
Коми"
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946430
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78910
А ТПОЛ-35
ВТПОЛ-35
СТПОЛ-35
А ЗНОМ-35-65 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СЗНОМ-35-65 У1
№ 829
№ 830
№ 245
№ 1180534
№ 1180806
№ 1180666
КТ=0,5
Ктт=600/5
5717-76
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТПОЛ-35
ВТПОЛ-35
СТПОЛ-35
А ЗНОМ-35-65 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СЗНОМ-35-65 У1
№ 227
№ 239
№ 229
№ 1180811
№ 1180478
№ 1180935
КТ=0,5
Ктт=600/5
5717-76
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТПОЛ-35
ВТПОЛ-35
СТПОЛ-35
А ЗНОМ-35-65 У1
ВЗНОМ-35-65 У1
СЗНОМ-35-65 У1
№ 734
№ 887
№ 839
№ 1180534
№ 1180806
№ 1180666
КТ=0,5
Ктт=600/5
5717-76
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
7
ТТ
ТН
№ АОТО
1800
8
ВЛ 6 кВ Нобель Ойл (яч.5)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 94288748
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ РУАК
1200
9
ВЛ 6 кВ ОАО "Лукойл
Коми" (яч.18)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946786
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ РУАК
2400
10
ВЛ 6 кВ ОАО "Лукойл
Коми" (яч.6)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946625
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-69
А ТЛМ-10№ 74856
В--
СТЛМ-10№ 74844
А
ВНТМИ-6-66
С
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 14411.
-
№ 14412
А ТЛО-10
В-
СТЛО-10
А
ВНТМИ-6-66
С
КТ=0,5S
Ктт=100/5
25433-03
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 2,8%
Реактивная ± 2,2% ± 1,7%
№ 14420
-
№ 14422
А ТЛО-10
В-
СТЛО-10
А
ВНТМИ-6-66
С
КТ=0,5S
Ктт=200/5
25433-03
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 2,8%
Реактивная ± 2,2% ± 1,7%
8
ТТ
ТН
№ АОТО
2400
11
ВЛ 6 кВ ОАО "Лукойл
Коми" (яч.7)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946787
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ РУАК
3600
12
ВЛ 6 кВ ОАО "Нобильойл"
(яч.10)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946626
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ РУАК
1200
13
ВЛ 6 кВ ОАО "Нобильойл"
(яч.20)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947562
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5S
Ктт=200/5
25433-03
А ТЛО-10№ 14417
В--
СТЛО-10№ 14421
А
ВНТМИ-6-66
С
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 2,8%
Реактивная ± 2,2% ± 1,7%
№ 71456
-
№ 75323
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-6-66
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 74432
-
№ 74421
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-6-66
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
9
ТТ
ТН
№ РУАК
3600
14
ВЛ 6 кВ ОАО "Нобильойл"
(яч.22)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93947564
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ РУАК
600
15
ВЛ 6 кВ ОАО "Нобильойл"
(яч.4)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946432
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ АОТО
2400
16
ВЛ 6кВ «Лукойл Коми»
(яч21)
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 93946788
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-69
А ТЛМ-10№ 71231
В--
СТЛМ-10№ 73492
А
ВНТМИ-6-66
С
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 71362
-
№ 10151
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-6-66
С
КТ=0,5
Ктт=50/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 14418
-
№ 14419
А ТЛО-10
В-
СТЛО-10
А
ВНТМИ-6-66
С
КТ=0,5S
Ктт=200/5
25433-03
КТ=0,5
Ктн=6000/100
2611-70
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 1,1% ± 2,8%
Реактивная ± 2,2% ± 1,7%
10
ТТ
ТН
нет ТН
6
17
БТС ОАО "МТС"
Счетчик
ZMD402CT41.0467S2
CU-B4
№ 94206292
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
12345678910
КТ=0,5
Ктт=30/5
21573-01
А Т-0,66 У3№ 6168
ВТ-0,66 У3№ 97704
СТ-0,66 У3№ 140
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
22422-07
Активная ± 0,8% ± 4,0%
Реактивная ± 1,8% ± 2,3%
* Данный канал является информационным.
Примечания:
1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях
эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);
2. В Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном .
3. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.
4.Нормальные условия эксплуатации:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
−
параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ÷ 1,01)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)I
н
; диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) – 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 энергии - от +21˚С до +25˚С,
в части реактивной энергии - от +18˚С до +22˚С; УСПД - от +15˚С до +25˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
5.Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
−
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н1
; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷
0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха - от
−
30˚С до +35˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
11
−
параметрысети:диапазонвторичногонапряжения-(0,9÷1,1)U
н2
;диапазонсилывторичноготока-тока(0,01÷1,2)I
н2
;
диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
−
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;
−
относительная влажность воздуха - (40-60) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
−
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
6.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северный Возей» как его неотъемлемая часть.
12
Надежность применяемых в системе компонентов:
•
счетчик электрической энергии – средняя наработка на отказ не менее 120 000 ч, время
восстановления работоспособности не более 168 ч;
•
ИВКЭ – средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, время восстановления
работоспособности не более 168 ч;
•
шлюз Е-422 – средняя наработка на отказ не менее 50 000 ч;
•
УСПД - средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления
работоспособности 24 ч;
•
СОЕВ - коэффициент готовности Кг не менее 0,95, среднее время восстановления не
более 168 ч.
Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северный Возей» - не менее
20 лет.
В АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северный Возей» используются следующие виды резервирования:
- резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;
- резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;
-предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информации со
счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;
- контроль достоверности и восстановление данных;
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезапуска и средств контроля зависания;
- наличие ЗИП.
Регистрация событий:
•
журнал событий ИК:
-
отключение и включение питания;
-
корректировка времени;
-
удаленная и местная параметризация;
-
включение и выключение режима тестирования.
•
журнал событий ИВКЭ:
-
дата начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
потери и восстановления связи со счётчиками;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
корректировки времени в каждом счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
•
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
−
привод разъединителя трансформаторов напряжения;
−
корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора
напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
−
клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
−
промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
−
испытательная коробка (специализированный клеммник);
−
крышки клеммных отсеков счетчиков;
−
крышки клеммного отсека УСПД.
(возможность
•
защита информации на программном уровне:
−
установка двухуровневого пароля на счетчик;
−
установка пароля на УСПД;
−
защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации
использования цифровой подписи).
13
Глубина хранения информации:
•
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал
событий – не менее 35 суток;
•
ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35
суток;
•
Сервер АРМ ПС – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не
менее 4 лет.
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической
энергии ПС 220 кВ «Северный Возей» АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северный Возей»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северный Возей» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северный Возей» проводится по документу МИ 3000-2006
«ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета
электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень основных средств поверки:
−
трансформаторынапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»,
МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 … 330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
−
трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
−
cчетчики серии ZMD – в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии
многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденным ФГУП
«ВНИИМС 22 января 2007 г.;
−
средства поверки УСПД в соответствии с разделом 8 «поверка» Руководства по
эксплуатации 106-АТХ-000 РЭ, согласованным с ФГУП «УНИИМ» в апреле 2005 г.;
−
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
−
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS).
Межповерочный интервал - 4 года.
НОРМАТИВНЫЕИТЕХНИЧЕСКИЕДОКУМЕНТЫ
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323–2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425–2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
