Приложение к свидетельству № 45223
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
коммерческого
Система автоматизированная информационно-измерительная
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Белозерная»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Белозерная» (далее - АИИС КУЭ) предназначена
для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора,
обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть
использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные
трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные
трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной
и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части
активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии),
вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие
2 измерительных канала системы по количеству точек учета электроэнергии.
Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для
хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных
по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так
же запрограммированных параметров.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации
времени и коммутационное оборудование.
УСПД типа RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет и архивирование
результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко
времени, передачу этой информации в ИВК. Полученная информация накапливается в
энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет
не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при
конфигурировании УСПД.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая
Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.
ИВК состоит из ЦСОД (центр сбора и обработки данных) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -
МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), а также устройства
синхронизации времени в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири и в ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для
организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации.
В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири используется программное
лист № 2
всего листов 11
обеспечение(ПО)«АльфаЦентр»,авИВКАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп)–
специализированное программное обеспечение (СПО) «Метроскоп».
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключен
АРМ персонала.
Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ ПС.
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
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
резистивныеделителиподаетсянепосредственнонаизмерительнуюмикросхему
.
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.
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 ЦСОД МЭС Западной Сибири автоматически
опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-
оптическая линия связи (ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется
по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные
данные в базу данных сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири. В сервере БД ИВК
ЦСОД МЭС Западной Сибири информация о результатах измерений приращений 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.
В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД
МЭС Западной Сибири по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики
(ЕЦССЭ) – один раз в 30 минут. Сервер сбора данных ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
осуществляет соединение и получение данных с коммуникационного сервера ЦСОД МЭС
Западной Сибири аналогично запросу к УСПД типа RTU-327, в котором реализован протокол
«Альфа ЦЕНТР»/»Каскад» версии1.26,чтоисключаетлюбое несанкционированное
вмешательство и модификацию данных ПО «Альфа Центр».
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные
данные в базу данных (БД) сервера БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). В сервере БД ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений приращений
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.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи
лист № 3
всего листов 11
СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную
автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в
филиал «СО ЕЭС» - Тюменское РДУ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с
доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет законченную функцию
измерений времени и формируется на всех уровнях системы.
Контроль времени в ИК ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе
опроса (один раз в 30 минут), синхронизация времени выполняется автоматически в случае
расхождения времени в счетчике и УСПД на величину более ± 1 секунды.
Синхронизация системного времени УСПД выполняется автоматически, через
устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, которое подключается к УСПД по
интерфейсу RS-232.
В ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) также
используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, которое подключается к
коммуникационному серверу по интерфейсу RS-232. Синхронизация системного времени
серверов ИВК выполняется автоматически по сигналам УССВ-35HVS на величину более
± 1 секунды.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» обеспечивает
измерение времени в системе с погрешностью не хуже нормированного значения ± 5 секунд.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических
и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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
Наименование
программного
обеспечения
Цифровой идентификатор
программного обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
СПО (АИИС КУЭ)
ЕНЭС (Метроскоп)
1.00
289аа64f646cd3873804db5fbd
653679
MD5
Таблица 1. Идентификационные данные специализированного программного обеспечения
(далее – СПО), установленного в ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп)
Номер версии
Идентификационно (идентификац
е наименование ионный
программного номер)
обеспеченияпрограммного
обеспечения
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатор
а программного
обеспечения
2
3
4
5
1
СПО (АИИС
КУЭ) ЕНЭС
(Метроскоп)
лист № 4
всего листов 11
amra.exe
Альфа ЦЕНТР.lnk
Конфигуратор.lnk
amrserver.exe
amrc.exe
cdbora2.dll
Encryptdll.dll
alphamess.dll
5.05.01.01
Окончание таблицы 1
12
3
45
d7b2a65b053f7b00965f07e962
e0aaee
9779e562a8958204284b865f2a
cd09c6
9b8ce8b7b7562062f0b8713f3f
2f4413
d24af846591483b84ee5be8b84
570126
Альфа ЦЕНТР
Коммуникатор.lnk
Альфа ЦЕНТР
Диспетчер
заданий.lnk
Альфа ЦЕНТР
Утилиты.lnk
Альфа ЦЕНТР
Статус.lnk
«АльфаЦентр»Альфа ЦЕНТР
Администратор.lnk
c0aeec492367782e2c523b075a
abfff0
70b7d90e520172503b66eb866
2dab414
40a753f95155fdbf4f64fd19f93MD5
efa59
48e9434fcb7cf2290145108177
672d4b
a8647df1bf210bfa14395cab0ea
24968
c2f76626e3ebb71c647ee6b63a
2735ce
5d8c1bbb486f5cc2d62004a839
d14295
0939ce05295fbcbbba400eeae8
d0572c
b8c331abb5e34444170eee9317
d635cd
·
Комплексизмерительно-вычислительныйАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп),
включающий в себя СПО внесен в Госреестр СИ РФ под № 45048-10, комплекс
измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «Альфа-Центр»,
включающий в себя ПО, внесен в Госреестр СИ РФ под № 20481-00;
·
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и
способов организации измерительных каналов;
·
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2
нормированы с учетом ПО;
·
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого
носителя. Уровень защиты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
лист № 5
всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
1
ЕA02RAL-В-4
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи
данных УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03, зав. № 545).
Таблица 2. Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Канал измеренийСостав измерительного канала
Метрологические
характеристики
ИК, (±δ) %
условиях
(±δ) %
Номер ИК, код
точки измерений
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Вид СИ,
trial точности,
коэффициент
№ Госреестра СИ
поверке
Относительная
Основнаяпогрешность ИК
относительнаяв рабочих
трансформации,Обозначение, тип
Заводскойпогрешность
эксплуатации,
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой величины
Вид энергии
ТТ
или свидетельства о
сos φ = 0,87сos φ = 0,5
sin φ = 0,5 sin φ = 0,87
12345678910
КТ = 0,2S
А ТВГ-220 1540-11
Ктт = 800/5 В ТВГ-220 1539-11
Г.р. № 39246-08
С ТВГ-220 1538-11
1ТН
2ТН
НКФ-220-58
НКФ-220-58
НКФ-220-58
НКФ-220-58
НКФ-220-58
НКФ-220-58
1095990
1095999
1095989
30276
1110299
1110302
ВЛ 220кВ Белозерная – Факел
Счетчик
КТ = 0,5
А
Ктн=220000:√3/100:√3 В
Г.р. № 14626-05
С
КТ = 0,5
А
Ктн=220000:√3/100:√3 В
Г.р. № 14626-05
С
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
Г.р. № 16666-07
01113912
352000
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная± 0,8 %± 2,2 %
Реактивная± 1,8 %± 3,1 %
лист № 6
всего листов 11
2
ВЛ 220кВ Белозерная –
Узловая
ЕA02RAL-В-4
Окончание таблицы 2
12
ТТ
34
КТ = 0,2S
А ВСТ
Ктт = 1000/5 В ВСТ
Г.р. № 17869-10
С ВСТ
5678910
21750201
21750202
21750203
1ТН
2ТН
НКФ-220-58
НКФ-220-58
НКФ-220-58
НКФ-220-58
НКФ-220-58
НКФ-220-58
1095990
1095999
1095989
30276
1110299
1110302
Счетчик
КТ = 0,5
А
Ктн=220000:√3/100:√3 В
Г.р. № 14626-05
С
КТ = 0,5
А
Ктн=220000:√3/100:√3 В
Г.р. № 14626-05
С
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
Г.р. № 16666-07
01113090
440000
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная± 0,8 %± 2,2 %
Реактивная± 1,8 %± 3,1 %
лист № 7
всего листов 11
Примечания:
1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК для измерения
электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р = 0,95;
2. Нормальные условия:
− параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
− параметры сети: диапазон напряжения (0,98
¸
1,02)Uн; диапазон силы тока (1,0 ÷ 1,2)Iн;
диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 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 и реактивной энергии от 21°С до 25°С; УСПД от 15°С до 25°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9÷1,1)Uн1; диапазон силы первичного
тока(0,01(0,02)÷1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ)0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 30°С до 35°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9÷1,1)Uн2; диапазон силы вторичного
тока(0,01÷1,2)Iн2; диапазонкоэффициентамощностиcosφ(sinφ)0,5÷1,0(0,6÷0,87); частота(50±0,5)Гц;
− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
− относительная влажность воздуха (40-60) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа
4.Измерительныеканалывключаютизмерительныетрансформаторытокапо
ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики
электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической
энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ
ПС 500/220 кВ «Белозерная» как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа ЕвроАльфа – не менее
80000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
лист № 8
всего листов 11
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;
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- журнал УСПД:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты – С.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направленияхпри
отключении питания: для счетчиков типа ЕвроАльфа – не менее 30 лет;
- ИВКЭ– результатыизмерений, состояниеобъектови средствизмерений- неменее35 суток;
- ИВК – результатыизмерений, состояниеобъектови средствизмерений – не менее3,5 лет.
лист № 9
всего листов 11
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Белозерная» типографическим способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему
и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» представлена в таблице 3.
Кол. (шт)
1
1
1
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная»
Наименование (обозначение) изделия
Трансформаторы тока встроенные ТВГ-220
Трансформаторы тока встроенные ВСТ
Трансформаторы напряжения НКФ-220-58
Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа
3
3
6
2
3
Комплексы аппаратно-программых средств для учета
электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300
УССВ-35HVS
Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Комплексы измерительно-вычислительные для учета
электроэнергии "Альфа-Центр"
ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири
Методика поверки
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 48848-12 «Система автоматизированная информационно-
измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ПС500/220кВ
«Белозерная». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2011 года.
Перечень основных средств поверки:
-
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
Трансформаторы напряжения – по МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы
напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного
делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
Средства измерений МИ 3195-2009. «Государственная система обеспечения единства
измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика
выполнения измерений»;
-
Средства измерений МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства
измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика
выполнения измерений»;
лист № 10
всего листов 11
-
Счетчик ЕвроАльфа – в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической
энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУ
«Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
-
УСПД RTU-300 – по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для
учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ
СИ ВНИИМС в 2003 г.;
-
ИВКАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп)–всоответствиисдокументом
ЕМНК.466454.005.МП «Комплексыизмерительно-вычислительныеАИИС КУЭЕНЭС
(Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденная ФГУ
«Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.;
-
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;
-
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С,
дискретность 0,1 °С; диапазонизмеренийотносительнойвлажностиот10 до 100%, дискретность0,1%.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе П5000745-183-024-УЭ ИЭ «Автоматизированная
информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучетаэлектроэнергииЕдиной
национальной электрической сети на АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» филиал
ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии ПС 500/220 кВ «Белозерная»
ГОСТ 22261-94«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии
классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии».
ГОСТ ГОСТ 34.601-90«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
П5000745-183-024-УЭ ИЭ «Автоматизированная информационно-измерительная система
коммерческого учета электроэнергии Единой национальной электрической
сети на АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Белозерная» филиал ОАО «ФСК
ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».
лист № 11
всего листов 11
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Велес» (ООО «Велес»)
Юр. адрес: 624071, Россия, Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Строителей, д.8, оф.53
Почт. адрес: 624071, Россия, Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Бахтеева, 25А-60
тел./факс: +79022749085/-
Испытатель
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495) 437-55-77
Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний средств
измерений № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.п.«____»_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.