Untitled document

Приложение к свидетельству № 50369

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

– АИИС КУЭ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная

учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ "Чагино"

ПС 500/220/110/20 кВ "Чагино"

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии подстанции

500/220/110/20 кВ

"Чагино" - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ

"Чагино" (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной

электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения,

отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть

использованы для коммерческих расчётов.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,3х-уровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень, включающий 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 А1802 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и

класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных

2-йуровень,включающийвсебя,информационно-вычислительныйкомплекс

электроустановки (далее – ИВКЭ), состоящий из устройства сбора и передачи данных (далее –

УСПД) типа RTU-325H (Госреестр СИ РФ № 44626-10, зав. № 003959), системы обеспечения

единого времени (далее – СОЕВ) на базе устройства синхронизации системного времени (далее –

УССВ) и технические средства приема-передачи данных.

УСПД типа RTU-325H обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом

коэффициентовтрансформацииТТиТН)иархивированиерезультатовизмерений

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, включающий 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

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

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

электроэнергии (далее – ОРЭ).

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

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

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

(Метроскоп), аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации

локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В

Лист № 2

Всего листов 12

ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (далее –

ПО) «Альфа Центр», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр СИ РФ № 45048-10) –

специализированное программное обеспечение (далее – СПО) «Метроскоп».

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено

автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) персонала.

Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ

подстанции.

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

АИИС КУЭ.

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

резистивныеделителиподается непосредственно наизмерительнуюмикросхему.

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.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325Н производит опрос всех подключенных к нему

цифровых счетчиков ИК по проводным линиям связи (далее – RS-485). Полученная

информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД и, по запросу с

сервера базы данных ИВК ЦСОД МЭС Центра, с периодичностью 1 раз в 30 минут

предоставляется в базу данных ИВК ЦСОД МЭС Центра. Вышеописанные процедуры

выполняются автоматически, а время и частота опроса устанавливаются на этапе пуско-наладки

системы. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-оптическая линия

связи (далее - 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 (далее – БД) сервера ИВК ОАО «ФСК ЕЭС». 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)

автоматическиформируетфайлотчетасрезультатамиизмеренийприпомощи

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

автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее – ИАСУ КУ) ОАО

«АТС» и всем заинтересованным субъектам ОРЭ, 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.

Лист № 3

Всего листов 12

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 часов выполняется автоматически в случае

расхождения времени часов счетчиков и УСПД на величину более ± 2 секунды.

СинхронизациячасовУСПДвыполняетсяавтоматически,черезустройство

синхронизации времени УССВ – GARMIN GPS 17N, принимающего сигналы точного времени от

спутников глобальной системы позиционирования (далее

– GPS) и которое подключено к

УСПД через конвертер ADAM-4520 и преобразователь MOXA N5430i по интерфейсу Ethernet.

Синхронизация часов УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более

0,1 сек.

В ИВК ЦСОД МЭС Центра и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используются

устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от

спутников GPS и которые подключены к серверу ИВК ЦСОД МЭС Центра и серверу ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) по интерфейсу RS-232. Синхронизация часов ИВК ЦСОД МЭС

Центра и часов ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

выполняется ежесекундно по сигналам

УССВ-35HVS, погрешность синхронизации не более 0,1 сек.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на

длительный срок, часы счетчиков корректируются от переносного инженерного пульта. При

снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика

производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО, установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС

(Метроскоп) и ПО «АльфаЦентр», установленного в ИВК ЦСОД МЭС Центра

Наименование

программного

обеспечения

Идентификацион-

ное наименование

программного

обеспечения

Номер версии

(идентификацион-

ный номер)

программного

обеспечения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

СПО (АИИС КУЭ)

ЕНЭС (Метроскоп)

1.00

289аа64f646cd38738

04db5fbd653679

MD5

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная

сумма

исполняемого

кода)

СПО (АИИС

КУЭ) ЕНЭС

(Метроскоп)

Лист № 4

Всего листов 12

Окончание таблицы 1

Наименование

программного

обеспечения

Идентификацион-

ное наименование

программного

обеспечения

Номер версии

(идентификацион-

ный номер)

программного

обеспечения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

"Amrserver.exe"

"Аmrc.exe"

"Amra.exe"

"Cdbora2.dll"

"encryptdll.dll"

"Альфа-

Центр"

"alphamess.dll"

12.05.01.01

MD5

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная

сумма

исполняемого

кода)

22262052a42d978c9c

72f6a90f124841

1af7a02f7f939f8a53d

6d1750d4733d3

15a7376072f297c8b8

373d815172819f

58de888254243caa47

afb6d120a8197e

0939ce05295fbcbbba

400eeae8d0572c

b8c331abb5e3444417

0eee9317d635cd

Комплексизмерительно-вычислительныйАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп),

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

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 и СПО;

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 12

Метрологические и технические характеристики

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

устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-325H, а уровень ИВК на базе Комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ

ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10).

Номер

ИК

Наименование

объекта

учета,

диспетчерское

наименование

присоединения

Вид

СИ,

класс

точности

коэффициент

трансформации,

№

Госреестра

СИ

или

свидетельства

поверке

ТТ

·К

ТН

·К

СЧ

Наименование

измеряемой

величины

Вид

энергии

Основная

относительная

погрешность

ИК,

(±δ)

Счетчик

Энергия

активная,

Энергия

реактивная,

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

Канал измеренийСостав 1-го уровня измерительного каналаМетрологические характеристики

Обозначение, типЗаводской номер

Относительная

погрешность

ИК

рабочих

условиях

эксплуатации,

(±δ)

78910

ТТ

123

Кт = 0,2S

Ктт = 1200/1

Г.Р. № 46666-11

CTSG

UDP-245

B105-СT/004/ L138

B105-СT/006/ L138

B105-СT/005/ L138

B105-VT/004/ L138

B105-VT/006/ L138

B105-VT/005/ L138

B105-VT/029/L131

B105-VT/010/L136

ТН

UDP-245

B105-VT/034/L131

Кт = 0,2

Ктн =

220000/√3/100/√3

Г.Р. № 31802-06

КРУЭ 220кВ,

Чагино-Цимлянская №2, W1E

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

A1802RAL-P4GB-DW-401190267

Г.Р. № 31857-06

2640000

Активная± 0,5 %± 1,9 %

Реактивная± 1,1 %± 2,0 %

Лист № 6

Всего листов 12

ТТ

Счетчик

Энергия

активная,

Энергия

реактивная,

Продолжение таблицы 2

123

78910

Кт = 0,2S

Ктт = 1200/1

Г.Р. № 46666-11

CTSG

UDP-245

B105-СT/001/ Y81860

B105-СT/002/ Y81860

B105-СT/003/ Y81860

B105-VT/001/ Y81860

B105-VT/002/ Y81860

B105-VT/003/ Y81860

B105-VT/004/L131

B105-VT/005/L131

ТН

UDP-245

B105-VT/019/L131

Кт = 0,2

Ктн =

220000/√3/100/√3

Г.Р. № 31802-06

КРУЭ 220кВ,

Чагино-Цимлянская №1, W12E

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

A1802RAL-P4GB-DW-401190274

Г.Р. № 31857-06

2640000

Активная± 0,5 %± 1,9 %

Реактивная± 1,1 %± 2,0 %

Лист № 7

Всего листов 12

Примечания:

В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях

эксплуатации, (±δ) %» приведены границы погрешности результата измерений

посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе

ТТ, равном 2 % от Iном и температуре окружающего воздуха в месте расположения

счетчиков электроэнергии от 15 ˚С до 30 ˚С .

Нормальные условия эксплуатации:

параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50

0,5) Гц;

параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 – 1,02)U

; диапазон силы тока -

(1,0 – 1,2)I

; диапазон коэффициента мощности cos

(sin

) – 0,87(0,5); частота -

(50

0,5) Гц;

температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; ТН- от минус40 ˚С

до 50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С ; УСПД - от 15 ˚С до 25 ˚С;

относительная влажность воздуха - (70±5) %;

атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа).

Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9

–

1,1)U

н1

; диапазон силы

первичного тока - (0,01 (0,02)

–

1,2)I

н1

; коэффициент мощности cos

(sin

) - 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 - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа).

Для электросчетчиков:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9

–

1,1)U

н2

; диапазон силы

вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosφ=1)

–

1,2)I

н2

;диапазон коэффициента

мощности cos

(sin

) - 0,5

–

1,0 (0,6 ÷ 0,87); частота - (50

0,5) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха - от минус 40 ˚С до 65˚С;

относительная влажность воздуха - (40-60) %;

атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа).

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. ((100±4) кПа).

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 на объекте филиала ОАО

«ФСК ЕЭС» - МЭС Центра ПС

500/220/110/20 кВ

"Чагино" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т

= 120 000 ч., время

восстановления работоспособности T

=168 ч.;

компоненты ИВКЭ – УСПД - среднее время наработки на отказ не менее

=55 000 ч., среднее время восстановления работоспособности T

= 24 ч.;

Лист № 8

Всего листов 12

сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т =

45000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

Г_АИИС

= 0,664 – коэффициент готовности;

О_АИИС

= 333 ч. – среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих

требованиям IEC - Стандартов;

Стойкость к электромагнитным воздействиям;

Ремонтопригодность;

Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики

системы;

Резервирование элементов системы;

Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика:

попытки несанкционированного доступа;

связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

перерывы питания.

журнал событий ИВКЭ:

вводрасчётныхкоэффициентовизмерительныхканалов(коэффициентов

трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта

агрегированныхзначенийэлектроэнергиипогруппамточекизмерений

(необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере

определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со

счетчиком;

установка текущих значений времени и даты;

попытки несанкционированного доступа;

связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;

перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

отключение питания.

журнал событий ИВК:

− даты начала регистрации измерений;

− перерывов электропитания;

− программных и аппаратных перезапусков;

− установка и корректировка времени;

− переход на летнее/зимнее время;

− нарушение защиты ИВК;

−отсутствие/довосстановлениеданныхсуказаниемточкиизмеренийи

соответствующего интервала времени.

Лист № 9

Всего листов 12

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

привод разъединителя трансформаторов напряжения;

клеммы низкого напряжения 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.

защита информации на программном уровне:

результатов измерений при передаче информации( возможность использования

цифровой подписи);

установка пароля на счетчик;

установка пароля на промконтроллер (УСПД);

установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

электросчетчик –

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не

менее 30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;

ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления

по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35

дней; при отключении питания – не менее 35 суток;

ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений – не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ "Чагино" - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20

кВ "Чагино" типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В

комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства

измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

Трансформаторы тока CTSG

6 шт.

Трансформаторы напряжения UDP-245

12 шт.

Счетчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные типа

Альфа А1800

2 шт.

Устройства сбора и передачи данных RTU-325Н

1 шт.

Лист № 10

Всего листов 12

1 экземпляр

Окончание таблицы 3

Наименование

Устройство синхронизации времени УССВ – GARMIN GPS 17N

УССВ-35HVS

ИВК ЦСОД МЭС Центра

Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Количество

1 шт.

2 шт.

1 шт.

АРМ оператора с ПО Windows XP и АС_SE_5

Переносной инженерный пульт на базе Notebook

Формуляр

1 шт.

1 экземпляр.

Инструкция по эксплуатации

1 экземпляр

Методика поверки

Поверка

осуществляется по документу МП 53178-13 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ "Чагино" -

АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ "Чагино".

Методика поверки», утвержденному ГЦИ

СИ

ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2012 г.

Перечень основных средств поверки:

трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 и/или МИ 2925-

2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 … 330/√3 кВ. Методика поверки

на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»,

трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»,

по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без

отключения цепей. Методика выполнения измерений»,

по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения

цепей. Методика выполнения измерений»,

счетчиков типа АЛЬФА А1800 – по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики

электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика

поверки»,

утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

УСПД RTU-325H – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи

данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП,

переносной компьютер с ПОи 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)), номер в Государственном реестре средств

измерений 27008-04,

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 «21168598.422231.0303.ИС1.М. Инструкция по

эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ "Чагино».

Лист № 11

Всего листов 12

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ "Чагино" - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20

кВ "Чагино"

1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения».

2. ГОСТ 1983-2001«Трансформаторынапряжения.Общиетехнические

условия».

3.ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

Общие технические условия».

5. ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратурадляизмеренияэлектрическойэнергии

переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной

энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

6. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

7. «21168598.422231.0303.ИС1.М.Инструкцияпоэксплуатациисистемы

автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого учета

электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ "Чагино".

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Общество с Ограниченной Ответственностью «Энергоучет»

(ООО «Энергоучет»)

Юридический/почтовый адрес:

443070, Россия, г. Самара,

ул. Партизанская, д. 150

Тел./Факс: (846) 268-00-00, 270-52-95

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»

(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)

Аттестат аккредитации № 30004-08 от 27.06.2008 г.

Юридический адрес:

119361, г. Москва

ул. Озерная, д. 46

тел./факс: 8(495) 437-55-77

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«____»_____________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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