Untitled document

Приложение к свидетельству № 47793

об утверждении типа средств измерений

лист № 1

всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Соболи» с Изменением № 1

Назначение средства измерений

Настоящееописаниетипасистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Соболи»

с Изменением № 1, является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизи-

рованной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ПС 220 кВ «Соболи», свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.004.А № 46339

от 18.05.2012 г., регистрационный № 49731-12 , и включает в себя описание дополнительных

измерительных каналов, соответствующих точкам измерений №№ 7, 8.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Соболи» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ)

предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированно-го

сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут

быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизиро-

ванную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса

точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН)

класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа

СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и

0,5 по ГОСТ Р 52425-05 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных, образующие 2 измерительных каналов системы

по количеству точек учета электроэнергии.

Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хране-

ния профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по ак-

тивной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же за-

программированных параметров.

2-й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроуста-

новки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее -

УСПД), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.

УСПД типа ЭКОМ-3000 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет и архивирование

результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко

времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее –

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 включает в себя информационно-вычислительный комплекс. 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 Ком-

пания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка элек-

лист № 2

всего листов 10

троэнергии (далее – ОРЭ).

ИВК состоит из центр сбора и обработки данных (далее – ЦСОД) филиала ОАО «ФСК

ЕЭС» - МЭС Урала и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), а также устройства синхронизации

времени в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала и в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Мет-

роскоп), аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локаль-

ной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала

ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала используется программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа

Центр», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) – специализированное программное обеспе-

чение (далее - СПО) «Метроскоп».

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключен

АРМ персонала.

Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ под-

станции.

Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни

АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Соболи» с Изменением № 1.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформато-

рами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Измерительная часть

счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового

преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряже-

ния и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по ско-

ростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгно-

венных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений

частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их

коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индика-

тор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств изме-

рений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи

(интерфейс RS-485).

Коммуникационный сервер опроса ИВК ЦСОД МЭС Урала автоматически опрашивает

УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи организованному по воло-

конно-оптической линии связи (далее - ВОЛС) сети Ethernet. При отказе основного канала свя-

зи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой се-

ти связи стандарта GSM.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные

данные в базу данных (далее – БД) сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Урала. В сервере БД ИВК

ЦСОД МЭС Урала информация о результатах измерений приращений потребленной электриче-

ской энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет

по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «же-

стком» диске.

В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД

МЭС Урала по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) –

один раз в 30 минут. Сервер сбора данных ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) осуществляет

соединение и получение данных с коммуникационного сервера ЦСОД МЭС Урала, в котором

реализован протокол «Альфа ЦЕНТР»/»Каскад» версии 1.26, что исключает любое несанкцио-

нированное вмешательство и модификацию данных ПО «Альфа Центр».

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные

данные в базу данных сервера БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). В сервере БД ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений приращений потреблен-

ной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не

менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохра-

няются на «жестком» диске.

лист № 3

всего листов 10

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ав-

томатическиформируетфайлотчетасрезультатамиизмеренийприпомощи

СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автома-

тизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в

филиал «СО ЕЭС» - Пермское РДУ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с досту-

пом 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 (далее - СОЕВ) выполняет законченную функ-

цию измерений времени и формируется на всех уровнях системы.

Контроль времени в ИК ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опро-

са (один раз в 30 минут), синхронизация часов выполняется автоматически в случае расхожде-

ния времени в счетчике и УСПД на величину более ± 1 секунды.

Синхронизация trial УСПД выполняется автоматически, через встроенный в УСПД

GPS-приемник. В комплект GPS-приемника входит антенна и антенный кабель. Синхронизация

часов УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 сек.

В ИВК ЦСОД МЭС Урала и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) также используется

устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, которое подключается к коммуникационно-

му серверу по интерфейсу RS-232. Синхронизация часов серверов ИВК выполняется автомати-

чески по сигналам УССВ-35HVS на величину более ± 1 секунды.

Таким образом, погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, пере-

дачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и

организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, ми-

нуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируе-

мого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректиров-

ке.

Программное обеспечение

MD5

Таблица 1. Идентификационные данные специализированного программного обеспечения (да-

лее – СПО), установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ПО «АльфаЦентр»

На-

именование

программного

обеспечения

(идентифика-

ционный но-

мер)про-

ния цифрового

идентификато-

рапрограмм-

Но-Алго-

Идентифи-

мерверсии

Цифровой иденти-

ритм вычисле-

кационное наиме- фикатор программного обес-

нование программ- печения (контрольная сумма

ного обеспечения

гр

ам

много

исполняемого кода)

ого обе

печ

обеспечения ния

ПО

ЕНЭС(Мет-

СП(АИ-

123

(АИИС

КУЭ)

ИС К

Э)

ЕНЭС1.00

роскоп)

(Метроскоп)

289аа64f646cd38738

04db5fbd653679

лист № 4

всего листов 10

cdbora2.dll

amrc.exe

MD5

Окончание таблицы 1

alphamess.d

еncryptdll.d

«АльфаЦентр»

amrserver.e

amra.exe

01.01

3 4

b8c331abb5e3444417

0eee9317d635cd

0939ce05295fbcbbba

400eeae8d0572c

0ad7e99fa26724e651

11.07. 02e215750c655a

06c6dbe3198f9731f0f

f28695a09d74a

969af94e859c71e471c

827d8e77ed542

e357189aea0466e98b

0221dee68d1e12

Комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), вклю-

чающий в себя СПО внесен в Госреестр СИ РФ под № 45048-10;

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов

организации измерительных каналов;

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормиро-

ваны с учетом ПО;

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной циф-

ровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

лист № 5

всего листов 10

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устрой-

ства сбора и передачи данных УСПД ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-04, зав. № 06092463).

Основная от-

носительная

погрешность

ИК, (±δ) %

Номер ИК, код

точки измерений

Наименование

объекта учета,

диспетчерское

наименование

присоединения

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации,

№ Госреестра СИ или

свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской

номер

Наименование изме-

ряемой величины

Вид энергии

Ктт = 1000/1

Ктн=220000:√3/100:√3

ВЛ 220 кВ

Пермская

ГРЭС -

Соболи I

цепь с

отпайкой на

ПС 220 кВ

Искра

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03М.16

0812101240

Активная

Реактивная

± 0,8 %

± 1,7 %

± 1,9 %

Ктт = 1000/1

Ктн=220000:√3/100:√3

ВЛ 220 кВ

Пермская

ГРЭС -

Соболи II

цепь с

отпайкой на

ПС 220 кВ

Искра

Ксч = 1

СЭТ-4ТМ.03М.16

0806102071

Активная

Реактивная

± 0,8 %

± 1,7 %

± 1,9 %

Таблица 2. Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК

Канал измеренийСостав измерительного канала

Метрологические характери-

стики

Ктт ·Ктн ·Ксч

сos φ = 0,87

sin φ = 0,5

Относительная

погрешность ИК

в рабочих усло-

виях эксплуата-

ции, (±δ) %

сos φ = 0,5

sin φ = 0,87

КТ = 0,2S

ТТ

КТ = 0,2

ТН

АТВ-110-XIII-У2

ВТВ-110-XIII-У2

СТВ-110-XIII-У2

А НДКМ-220

В НДКМ-220

С НДКМ-220

954

956

955

КТ = 0,2S/0,5

Счетчик

2200000

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

КТ = 0,2S

ТТ

КТ = 0,2

ТН

АТВ-110-XIII-У2

ВТВ-110-XIII-У2

СТВ-110-XIII-У2

А НДКМ-220

В НДКМ-220

С НДКМ-220

953

952

951

КТ = 0,2S/0,5

Счетчик

2200000

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

лист № 6

всего листов 10

Примечания:

1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК для измерения электро-

энергии 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; счетчи-

ков: 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 пер-

вичного 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 вто-

ричного тока (0,01 – 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (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 15°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. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по

ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики

электрической энергии по ГОСТ trial-2005 в режиме измерения активной электрической энер-

гии и по ГОСТ Р 52425-05 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 установ-

ленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 220 кВ

«Соболи» как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М – не

менее 140000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время вос-

становления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время вос-

становления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и уст-

ройства АВР;

лист № 7

всего листов 10

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-

ваться 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.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифро-

вой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень за-

щиты – 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 направлениях при от-

ключении питания: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М – не менее 30 лет;

- ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее

35 суток;

- ИВК – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее

3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Соболи» с Изменением № 1 типографическим спосо-

бом.

лист № 8

всего листов 10

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Соболи» с Изменением № 1 определяется про-

ектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на

систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Соболи» с Изменением № 1 представлена в

таблице 3.

Кол. (шт)

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Соболи» с Изменением № 1

Наименование (обозначение) изделия

Трансформаторы тока ТВ-110-XIII-У2 (Г.р. № 46101-10)

Трансформатор напряжения НДКМ-220 (Г.р. № 38000-08)

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М

(Г.р. № 36697-08)

Устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000

УССВ-35HVS

Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

ПО "Альфа Центр"

ИВК ЦСОД МЭС Урала

Методика поверки

Формуляр

Инструкция по эксплуатации

Поверка

Осуществляется по документу МП 49731-12 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Соболи» с Из-

менением № 1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2012 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 на-

пряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного

делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства изме-

рений. 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 из-

мерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика вы-

полнения измерений»;

Счетчик СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющей-ся

приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки

согласована с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 декабря 2007 г.;

УСПД ЭКОМ-3000 – в соответствии с документом «ГСИ. Программно-технический изме-

рительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99», утвержденным УНИИМ

(декабрь 1999 г.). Поверку каналов аналогового вывода проводят в соответствии с МИ

1991-89 «ГСИ. Калибраторы и преобразователи измерительные цифрового кода в посто-

янное электрическое напряжение и ток. Методика поверки»;

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) – в соответствии с документом

ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС

лист № 9

всего листов 10

(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 СЭТ-4ТМ.03М 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; диапазон измерений относительной влажности от 10 до

100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе 7553-115-43-УЭ.ИЭ «Система автоматизиро-

ванная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Собо-

ли». Инструкция по эксплуатации КТС».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

ПС 220 кВ «Соболи» с Изменением № 1

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни-

ческие 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. Ча-

стные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии клас-

сов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Ча-

стные 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».

7553-115-43-УЭ.ИЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерче-

ского учета электроэнергии ПС 220 кВ «Соболи». Инструкция по эксплуа-

тации КТС».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Обществосограниченнойответственностью«Спектр-Инжиниринг»(ООО«Спектр-

Инжиниринг»

Юридический адрес: 620075, г. Екатеринбург, ул. Кузнечная, дом 92, к.611

Почтовый адрес: 620014, г. Екатеринбург, ул. Вайнера, д. 55в, подъезд 1

тел./факс: (343) 370 53 51/ (343) 350 60 04

лист № 10

всего листов 10

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Велес» (ООО «Велес»)

Юридический адрес: 620146, Россия, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, д.37-69

Почтовый адрес: 624071, Россия, Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Бахтеева, 25А-60

тел./факс: +79022749085/-

Испытательный центр

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 метрологииФ.В.Булыгин

М.п.«____»_____________2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru