Приложение к свидетельству № 53381
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Оленегорск»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Оленегорск» (далее по тексту – АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Полученныеданныеирезультатыизмерениймогутиспользоватьсядля
оперативногоуправления энергопотреблениемнаПС 330 кВ«Оленегорск»
ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованнымуправлением и распределённой
функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по
тексту – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по
тексту – ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по
тексту – Сч или Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р
52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005,
вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L
(Госреестр № 37288-08), коммутационное оборудование;
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная
Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» – МЭС Северо-Запада (филиала ОАО
«ФСК ЕЭС» – МЭС Северо-Запада) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз
данных; устройствосинхронизациисистемноговремени набазе приемника GPS;
автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персональго компьтера (далее по тексту –
ПК); каналообразующую аппаратуры; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами
в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают
на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются
соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые
Лист № 2
Всего листов 9
усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за
период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной
информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов
измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системноговремени(УССВ)совстроеннымGPS-приемником,обеспечивающем
с
инх
ро
низ
а
ци
ю
часов
с
ервер
а
,
п
р
и
превы
ш
ении
порога
±
1
с
проис
х
оди
т
коррекция
часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи
УСПД - сервер, коррекция
п
ровод
и
тся
при
рас
х
ожде
нии
часо
в
УСП
Д
и
сервера
на
з
начени
е
,
превы
ш
а
ющ
ее
±
1
с. Часы счетчиков синхронизируются от часов
УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при
расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями
АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в
линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. По
п
равка
часов
счетч
и
ков
со
г
лас
н
о
описан
ию ти
па
±
0,5
с,
а
с
уч
е
т
ом
т
емпера
ту
р
н
о
й
состав
л
яюще
й
–
±
1,5 с.
Ход часов
ком
п
о
н
е
н
тов
А
И
ИС КУЭ
не превы
ш
ае
т
±
5
с
/
сут
.
Программное обеспечение
Цифровой
идентификатор ПО
(контрольная сумма
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту – ПО)
«АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения
данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной
информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными
системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с
правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,
обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
Алгоритм
ИдентификационнНомер версииИдентификационноевычисления
ое наименование(идентификационнынаименованиецифрового
ПО й номер) ПО
исполняемого кода)
файла ПО идентификато
ра ПО
amrserver.exe
amrс.exe
bdaa6789b8c90b9
cdbora2.dll
encryptdll.dll
alphamess.dll
12345
e357189aea0466e98
b0221dee68d1e12
745dc940a67cfeb3a1
b6f5e4b17ab436
ed44f810b77a6782a
amra.exe
"АльфаЦЕНТР" v. 11.07.01.01
0ad7e99fa26724e65
MD5
102e215750c655a
0939ce05295fbcbbb
a400eeae8d0572c
b8c331abb5e344441
70eee9317d635cd
Лист № 3
Всего листов 9
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3,
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений –
уровень «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
№
ИИК
Диспетчерское
наименование точки
учёта
1
2
3
4
5
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК
электрической
Трансформатор Трансформатор
Счётчик
ИВКЭ
токанапряжения
энергии
(УСПД)
123456
ПС 330 кВ «Оленегорск»,ТФЗМ-110Б-IIIУ1
ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110 кл.т 0,5
кВ Оленегорск - ПС-12 №1 сКтт = 1000/5
отпайкой на ОМЗ (ПС-26) (Л- Зав. № 3852; 3767; 3765
118)Госреестр № 2793-88
EA05RAL-B-4RTU-325L
кл.т 0,5S/1,0 зав. № 001175
Зав. № 01117911Госреестр
Госреестр № 16666-97 № 37288-08
119)
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 11086; 12157;
ПС 330 кВ «Оленегорск»,
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110
кВ Оленегорск - ПС-12 №2 с
отпайкой на ОМЗ (ПС-26) (Л-
11068
Госреестр № 2793-88
EA05RAL-B-4RTU-325L
кл.т 0,5S/1,0 зав. № 001175
Зав. № 01117912Госреестр
Госреестр № 16666-97 № 37288-08
131)
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
ПС 330 кВ «Оленегорск»,
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110
кВ Оленегорск - Протоки (Л-
Зав. № 3845; 3763; 3774
Госреестр № 2793-88
EA05RAL-B-4RTU-325L
кл.т 0,5S/1,0 зав. № 001175
Зав. № 01117913Госреестр
Госреестр № 16666-97 № 37288-08
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
ПС 330 кВ «Оленегорск»,кл.т 0,5
ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110Ктт = 1000/5
кВ Оленегорск - ПС-25 (Л-76) Зав. № 6792; 6824; 6787
Госреестр № 2793-88
EA05RAL-B-4RTU-325L
кл.т 0,5S/1,0 зав. № 001175
Зав. № 01117916Госреестр
Госреестр № 16666-97 № 37288-08
Ктт = 1000/5
Зав. № 11469; 11470;
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
ПС 330 кВ «Оленегорск»,
кл.т 0,5
ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110
кВ Оленегорск - ПС-96 (Л-72)
11500
Госреестр № 2793-88
НКФ-110
кл.т 0,5
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
Зав. № 23850; 22852;
23837
Госреестр № 922-54
НКФ-110
кл.т 0,5
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
Зав. № 22881; 24110;
23811
Госреестр № 922-54
НКФ-110
кл.т 0,5
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
Зав. № 22881; 24110;
23811
Госреестр № 922-54
НКФ-110
кл.т 0,5
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
Зав. № 23850; 22852;
23837
Госреестр № 922-54
НКФ-110
кл.т 0,5
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
Зав. № 23850; 22852;
23837
Госреестр № 922-54
EA05RAL-B-4RTU-325L
кл.т 0,5S/1,0 зав. № 001175
Зав. № 01117914Госреестр
Госреестр № 16666-97 № 37288-08
Лист № 4
Всего листов 9
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 11493; 11471;
11485
Госреестр № 2793-88
НКФ-110
кл.т 0,5
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
Зав. № 22881; 24110;
23811
Госреестр № 922-54
7
ПС 330 кВ «Оленегорск»,
ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ
110 кВ Оленегорск - Хариус-
озеро №1 (Л-99)
НКФ-110
кл.т 0,5
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
Зав. № 22881; 24110;
23811
Госреестр № 922-54
RTU-325L
зав. №
001175
Госреестр
№ 37288-08
8
ПС 330 кВ «Оленегорск»,
ВЛ 110 кВ Оленегорск -
Хариус-озеро №2 (Л-100)
НКФ-110
кл.т 0,5
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
Зав. № 23850; 22852;
23837
Госреестр № 922-54
RTU-325L
зав. №
001175
Госреестр
№ 37288-08
9
ПС 330 кВ «Оленегорск»,
ОРУ 110 кВ ОВ
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 11055; 11042;
11063
Госреестр № 2793-88
НКФ-110
кл.т 0,5
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
Зав. № 22881; 24110;
23811
Госреестр № 922-54
RTU-325L
зав. №
001175
Госреестр
№ 37288-08
Продолжение таблицы 2
123456
ПС 330 кВ «Оленегорск»,
6 ПС 330 кВ Оленегорск ВЛ 110
кВ Оленегорск - ПС-96 (Л-73)
EA05RAL-B-4RTU-325L
кл.т 0,5S/1,0 зав. № 001175
Зав. № 01117915Госреестр
Госреестр № 16666-97 № 37288-08
ТФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 100/5
Зав. № 6890; 6891;
6893
Госреестр № 16023-97
A1802-RAL-P4GB-
DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 01216812
Госреестр № 31857-06
ТФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 100/5
Зав. № 6894; 6889;
6892
Госреестр № 16023-97
A1802-RAL-P4GB-
DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 01216813
Госреестр № 31857-06
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117918
Госреестр № 16666-97
1,0
0,5
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в нормальных
Номер ИИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
-
I
5%
£
I
изм
<I
20%
±1,8
I
20%
£
I
изм
<I
100%
±1,2
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
±1,0
1 – 6, 9
0,9
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5;0,8
ТН 0,5)
0,7
0,5
1,0
7 – 8
0,9
(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S;0,8
ТН 0,5)
0,7
-
-
-
-
±1,1
±1,3
±1,4
±1,6
±2,3
±2,4
±2,9
±3,6
±5,5
±0,8
±0,9
±1,0
±1,2
±1,7
±1,4
±1,7
±2,0
±3,0
±0,7
±0,8
±0,9
±1,0
±1,4
±1,2
±1,3
±1,6
±2,3
±0,7
±0,8
±0,9
±1,0
±1,4
Лист № 5
Всего листов 9
7 – 8
(Сч. 0,5; ТТ 0,2S;
ТН 0,5)
Номер ИИК
1 – 6, 9
(Сч. 1,0; ТТ 0,5;
ТН 0,5)
7 – 8
(Сч. 0,5; ТТ 0,2S;
ТН 0,5)
Продолжение таблицы 3
Trial ИИКcosφ
0,8
0,7
1 – 6, 9
0,9
(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН
0,5)
0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивной электрической энергии в нормальных
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
I
5%
£
I
изм
<I
20%
I
20%
£
I
изм
<I
100%
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
-±6,6±3,6±2,7
-±4,6±2,6±2,1
-±3,7±2,2±1,8
-±2,9±1,8±1,5
0,9±4,0
0,8±3,0
0,7±2,5
0,5±2,1
±2,1±1,7±1,7
±1,5±1,3±1,3
±1,3±1,1±1,1
±1,1±1,0±0,9
Номер ИИКcosφ
1,0
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
I
5%
£
I
изм
<I
20%
I
20%
£
I
изм
<I
100%
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
-±2,2±1,7±1,5
1 – 6, 9
0,9-
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5;0,8-
ТН 0,5)0,7-
0,5-
1,0 ±1,3
7 – 8
0,9±1,4
(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S;0,8±1,5
ТН 0,5)
0,7 ±1,7
0,5 ±2,4
±2,6±1,8±1,7
±3,2±2,1±1,8
±3,8±2,4±2,0
±5,7±3,3±2,6
±1,0±0,9±0,9
±1,0±1,0±1,0
±1,2±1,1±1,1
±1,3±1,2±1,2
±1,8±1,6±1,6
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
cosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
I
5%
£
I
изм
<I
20%
I
20%
£
I
изм
<I
100%
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
0,9-±7,2±4,0±3,1
0,8-±5,2±3,1±2,6
0,7-±4,3±2,7±2,3
0,5-±3,5±2,3±2,1
0,9±5,7±2,5±1,9±1,9
0,8±4,4±1,9±1,5±1,5
0,7±3,8±1,7±1,4±1,3
0,5±3,2±1,5±1,2±1,2
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а погрешность
измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
;
2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
Лист № 6
Всего листов 9
3. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн;
-
диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до 1,2∙Iн;
-
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчиков -от
18 ˚С до 25 ˚С; УСПД - от 10 ˚С до 30 ˚С; ИВК - от 10 ˚С до 30 ˚С;
-
частота - (50
±
0,15) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1; диапазон
силы первичного тока - от 0,01∙Iн1 до 1,2∙Iн1; частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С.
Для счетчиков электроэнергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙Uн2 до 1,1∙Uн2; диапазон
силы вторичного тока - от 0,01∙Iн2 до 1,2∙Iн2; частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 10 ˚С до 30 ˚С;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2.
6. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 –
активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены
средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА – среднее время наработки на отказ не менее
50000 часов;
-
счетчик электроэнергии "Альфа А1800" – среднее время наработки на отказ не менее
120000 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-
в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счетчиков;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД.
-
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчиках;
Лист № 7
Всего листов 9
-
пароль на УСПД;
-
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при
отключении питания – до 5 лет;
-
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35
суток; при отключении питания – не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной
документации АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование СИ
1
1. ТТ
2. ТТ
3. ТН
Тип
2
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
ТФМ-110
НКФ-110
Кол-во, шт.
3
21
6
6
4. Счетчик
5. Счетчик
6. УСПД
7. Методика поверки
8. Паспорт – формуляр
EA05RAL-B-4 7
A1802-RAL-P4GB-DW-4 2
RTU-325L 1
1745/500-2013 1
АУВП.411711.ФСК.020.02.ПС-ФО1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП1745/500-2013"Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
330 кВ «Оленегорск». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва"
17.09.2013 г.
Перечень основных средств поверки:
-
для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки";
Лист № 8
Всего листов 9
-
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
"ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-
2005"Измерительныетрансформаторынапряжения35...330/√3кВ.
Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
-
для УСПД RTU-325 – по документу «Устройства сбора и передачи данных
серии RTU -325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.»,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
для счетчиков ЕвроАЛЬФА – по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ
ФГУ «Ростест-Москва» в 2003г.;
-
для счетчиков «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006
утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 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 с
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и
падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и
счетчиком – по МИ 3000-2006.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: "Методика измерений электрической
энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ
«Оленегорск»
Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/086-2013 от 18.09.2013 г.
системе
учета
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияк
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Оленегорск»
1. ГОСТ 22261-94 с изм. "Средства измерений электрических и магнитных
величин. Общие технические условия".
2. ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированныесистемы.Автоматизированныесистемы.Стадии
создания".
3. ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения".
4. ГОСТ 7746–2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5. ГОСТ 1983–2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22.
Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23.
Статические счетчики реактивной энергии".
Лист № 9
Всего листов 9
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической
системы" (ОАО "ФСК ЕЭС")
Юридический адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Тел.: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр
"ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО «ИЦ ЭАК»)
Юридический адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Тел.: +7 (495) 620-08-38
Факс: +7 (495) 620-08-48
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).
Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 года.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.
"____"_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.