Приложение к свидетельству № 53627
об утверждении типа средств измерений
Лист 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электрической энергии Зейской ГЭС
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии Зейской ГЭС предназначена для измерений активной и реактивной
электрической энергии и средней электрической мощности, вырабатываемой и потребляемой
Зейской ГЭС, в целях коммерческого учета электрической энергии,.
Описание средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ) Зейской ГЭС (далее – «АИИС КУЭ» или «система»)
содержит 36 измерительных каналов (ИК), каждый из которых включает в себя измеритель-
но-информационный комплекс (ИИК) точки учета - совокупность технических средств изме-
рения активной и реактивной энергии и мощности
Каждый ИИК точки учета содержит:
– первичные измерительные преобразователи - измерительные трансформаторы тока и
напряжения и их вторичные цепи;
– счетчик электрической энергии - средство измерений активной и реактивной электро-
энергии и мощности.
Измерение электроэнергии счетчиком основано на интегрировании по времени элек-
трической мощности в контролируемом присоединении.
Значение электроэнергии за заданный промежуток времени определяют считыванием
информации со счетчика, которое производится автоматически. Счетчики также снабжены
дисплеем для визуального контроля измерительной информации.
Измерение средней мощности основано на измерении электроэнергии за установлен-
ный интервал времени (как правило, 30 минут) и последующего расчета значения мощности,
как отношения результата измерения электроэнергии к длительности временного интервала.
При измерениях получаемая счетчиками измерительная информация передается на
вышестоящий уровень системы для автоматизированного накопления, обработки, хранения,
представления в нужных формах и передачи полученных данных на другие уровни.
Система выполнена двухуровневой с распределенной функцией измерения и централи-
зованным управлением процессами сбора, обработки и представления измерительной ин-
формации:
– 1-й уровень - уровень измерений - ИИК точек учета электроэнергии;
– 2-й уровень - информационный уровень - измерительно-информационный комплекс
(ИВК) – сервер базы данных (БД) с установленной многопользовательской версией про-
граммного обеспечения (ПО). К серверу подключено три автоматизированных рабочих места
(АРМ) оператора системы.
Система также включает в себя СОЕВ - систему обеспечения единого времени, которая
выполняет функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характери-
стики, обеспечивает выполнение автоматической синхронизации времени на всех уровнях
АИИС КУЭ
В СОЕВ входят все средства измерений времени (часы счетчиков, ИВК) и устройство
синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника. От УССВ синхронизи-
руются внутренние часы ИВК, а от них – внутренние часы счетчиков.
Лист 2
Всего листов 8
2
Основные функции системы:
–измерение активной и реактивной (интегрированной реактивной мощности) электри-
ческой энергии;
–измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и сред-
ней мощности (или на интервалах времени, кратных 30 минутам);
–измерение времени и интервалов времени, включая автоматическую коррекцию вре-
мени (ведение единого времени);
–измерение напряжения и тока;
–автоматический сбор (периодический получасовой и/или по запросу) измеренных
данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета и привязкой к еди-
ному времени;
–хранение информации об измеренных величинах в базе данных сервера АИИС КУЭ;
–формирование отчетных документов и расчет учетных показателей;
–отправку измерительной и учетной информации смежным субъектам ОРЭ;
–предоставление по запросу доступа к результатам измерений, состояниям объектов и
средств измерений;
–защиту технических и программных средств и информационного обеспечения (дан-
ных) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
–разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
–диагностику работы технических средств и программного обеспечения;
–регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий
персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);
Конструктивно система включает в себя ряд обособленных узлов, соединяемых кана-
лами связи. Измерительные трансформаторы тока и напряжения 35, 220 и 500 кВ – открытой
установки, размещены на объектах учета. Измерительные трансформаторы тока и напряже-
ния 15 кВ и ниже, ИВК и коммутационное оборудование установлены в шкафах, располо-
женных в специальных помещениях.
Надежность системных решений обеспечена на каждом уровне.
Механическая устойчивость к внешним воздействиям обеспечивается защитой кабель-
ной системы путем использования кабельных коробов, гофро- и металлорукавов, стяжек,
пломбируемых кросс-коробок для монтажа кабельных соединений Технические средства си-
стемы размещают в шкафах со степенью защиты не ниже IP51. Предусмотрена механическая
защита от несанкционированного доступа, включая ограничение доступа в помещения, а
также пломбирование технических средств системы.
Радиоэлектронная защита интерфейсов обеспечивается путем применения экраниро-
ванных кабелей. Экранирующие оболочки заземляют в точке заземления шкафов.
Защита информации от разрушений при авариях и сбоях в электропитании системы
обеспечивается применением в составе системы устройств, оснащенных энергонезависимой
памятью, а также источников бесперебойного питания (в ИИК и ИВК). Предусмотрен само-
стоятельный запуск ИВК после возобновления электропитания.
Защита информации от несанкционированного доступа на программном уровне обеспе-
чивается ограничением доступа к информации только по паролям, с заранее определенных
рабочих мест. Электрические события (параметрирование, коррекция времени, включение и
отключение питания и пр.) регистрируются в журналах событий счетчиков и ИВК.
Перечень измерительных каналов системы с указанием измерительных компонентов
представлен в таблице 1.
Лист 3
Всего листов 8
3
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы
ТТ
ТН
Счетчик
1
Генератор Г 1
ТШЛ–20Б (3 шт.)
Коэф. тр. 10000/5
КТ 0,2
ION8300
КТ 0,2/0,2
2
Генератор Г 2
ТШЛ–20Б (3 шт.)
Коэф. тр. 10000/5
КТ 0,2
ION8300
КТ 0,2/0,2
3
Генератор Г 3
ТШЛ–20Б (3 шт.)
Коэф. тр. 10000/5
КТ 0,2
ION8300
КТ 0,2/0,2
4
Генератор Г 4
ТШЛ–20Б (3 шт.)
Коэф. тр. 10000/5
КТ 0,2
ION8300
КТ 0,2/0,2
5
Генератор Г 5
ТШЛ–20Б (3 шт.)
Коэф. тр. 10000/5
КТ 0,2
ION8300
КТ 0,2/0,2
6
Генератор Г 6
ТШЛ–20Б (3 шт.)
Коэф. тр. 10000/5
КТ 0,2
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
7
ВЛ-500 кВ «Зейская
ГЭС – Амурская»
(Л-501)
ТРН–500 (6 шт.)
Коэф. тр. 1000/1
КТ 0,5
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
8
Автотрансформатор
1АТ Сторона 220 кВ
ТВТ-220 (3 шт.)
Коэф. тр. 1500/1
КТ 0,5
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
9
ВЛ -220 кВ «Зейская
ГЭС – Светлая 1»
(Л-201)
ТФНД–220 (3 шт.)
Коэф. тр. 1000/1
КТ 0,5
ION8300
КТ 0,2/0,2
10
ВЛ- 220 кВ «Зейская
ГЭС – Светлая 2»
(Л-200)
ТФНД–220 (3 шт.)
Коэф. тр. 1000/1
КТ 0,5
ION8300
КТ 0,2/0,2
11
Из состава канала 10
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
12
Обходной выключатель
ОВ-1
ТФНД–220 (3 шт.)
Коэф. тр. 1000/1
КТ 0,5
ION8300
КТ 0,2/0,2
№
ИК
Наименование при-
соединения
EPR20Z (3 шт.)
Коэф.тр.
15750/√3/100/√3
КТ 0,2
EPR20Z (3 шт.)
Коэф.тр.
15750/√3/100/√3
КТ 0,2
EPR20Z (3 шт.)
Коэф.тр.
15750/√3/100/√3
КТ 0,2
TJC 6-G (3 шт.)
Коэф.тр.
15750/√3/100/√3
КТ 0,2
TJC 6-G (3 шт.)
Коэф.тр.
15750/√3/100/√3
КТ 0,2
TJC 6-G (3 шт.)
Коэф.тр.
15750/√3/100/√3
КТ 0,2
CPB550 (3 шт.)
Коэф.тр.
500000/√3/100/√3
КТ 0,2
СРВ245 (3 шт.)
Коэф.тр.
220000/√3/100/√3
КТ 0,2
CPB245 (3 шт.)
Коэф.тр.
220000/√3/100/√3
КТ 0,2
CPB245 (3 шт.)
Коэф.тр.
220000/√3/100/√3
КТ 0,2
ВЛ -220 кВ «Зейская
ГЭС – Призейская»
(Л-208)
ТФНД–220 (3 шт.)
Коэф. тр. 1000/1
КТ 0,5
CPB245 (3 шт.)
Коэф.тр.
220000/√3/100/√3
КТ 0,2
Лист 4
Всего листов 8
4
ТТ
ТН
Счетчик
13
Обходной выключатель
ОВ-2
Из состава канала 12
ION8300
КТ 0,2/0,2
14
ТФЗМ–220Б
(3 шт.)
Коэф. тр. 500/1
КТ 0,5
Из состава канала 10
ION8300
КТ 0,2/0,2
15
Агрегатные собствен-
ные нужды 51Т 0,4 кВ
Прямое включение
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
16
Агрегатные собствен-
ные нужды 52Т 0,4 кВ
Прямое включение
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
17
Агрегатные собствен-
ные нужды 53Т 0,4 кВ
Прямое включение
ION8300
КТ 0,2/0,2
18
Агрегатные собствен-
ные нужды 54Т 0,4 кВ
Прямое включение
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
19
Агрегатные собствен-
ные нужды 55Т 0,4 кВ
Прямое включение
ION8300
КТ 0,2/0,2
20
Агрегатные собствен-
ные нужды 56Т 0,4 кВ
Прямое включение
ION8300
КТ 0,2/0,2
21
Трансформатор собст-
венных нужд 21Т 15,75
кВ
ТВ–110 (3 шт.)
Коэф. тр. 400/5
КТ 0,2
ION8300
КТ 0,2/0,2
22
Трансформатор собст-
венных нужд 22Т 15,75
кВ
ТВ–110 (3 шт.)
Коэф. тр. 400/5
КТ 0,2
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
23
Трансформатор собст-
венных нужд 23Т 15,75
кВ
ТВ–110 (3 шт.)
Коэф. тр. 400/5
КТ 0,2
ION8300
КТ 0,2/0,2
24
КРУ-6 кВ, 1 секция
ячейка №3 (хознужды)
ION6200
КТ 0,5/0,5
25
КРУ-6 кВ, 2 секция
ячейка №32 (хознужды)
ION6200
КТ 0,5/0,5
26
ВЛ-35 кВ «Энергия-
Базовая» - № 1
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
№
ИК
Наименование при-
соединения
ТФНД–220 (3 шт.)
Коэф. тр. 1000/1
КТ 0,5
ВЛ -220 кВ «Зейская
ГЭС – Электрокотель-
ная п. Светлый»
(Л-202)
ТШП-0,66 (3 шт.)
Коэф. тр. 400/5
КТ 0,5S
ТШП-0,66 (3 шт.)
Коэф. тр. 400/5
КТ 0,5S
ТШП-0,66 (3 шт.)
Коэф. тр. 400/5
КТ 0,5S
ТШП-0,66 (3 шт.)
Коэф. тр. 400/5
КТ 0,5S
ТШП-0,66 (3 шт.)
Коэф. тр. 400/5
КТ 0,5S
ТШП-0,66 (3 шт.)
Коэф. тр. 400/5
КТ 0,5S
ТВЛМ-10 (3 шт.)
Коэф. тр. 150/5
КТ 0,5
ТВЛМ-10 (3 шт.)
Коэф. тр. 150/5
КТ 0,5
ТОЛ–35 (3 шт.)
Коэф. тр. 600/5
КТ 0,2S
EPR20Z (3 шт.)
Коэф.тр.
15750/√3/100/√3
КТ 0,2
EPR20Z (3 шт.)
Коэф.тр.
15750/√3/100/√3
КТ 0,2
TJC 6-G (×3)
Коэф.тр.
15750/√3/100/√3
КТ 0,2
НТМИ-6
Коэф.тр. 6000/100
КТ 0,5
НТМИ-6-66
Коэф.тр. 6000/100
КТ 0,5
НАМИ-35
Коэф.тр. 35000/100
КТ 0,5
Лист 5
Всего листов 8
5
ТТ
ТН
Счетчик
27
ВЛ-35 кВ «Энергия-
Базовая» - № 2
ION8300
КТ 0,2/0,2
28
ION6200
КТ 0,5/0,5
29
ION6200
КТ 0,5/0,5
30
ION6200
КТ 0,5/0,5
31
ION6200
КТ 0,5/0,5
32
Ввод «Электрокотель-
ная п. Временный» 6 кВ
ION8300
КТ 0,2/0,2
33
Прямое включение
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
34
ВЛ-500 кВ «Зейская
ГЭС – Амурская №2»
(Л-502)
IOSK550 (3 шт.)
Коэф. тр. 1000/1
КТ 0,2S
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
35
Из состава канала 34
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
36
ВЛ-220 кВ «Зейская
ГЭС - Магдагачи»
(Л-203)
IOSK245 (3 шт.)
Коэф. тр. 1000/1
КТ 0,2S
ION8600
КТ 0,2S/0,2S
№
ИК
Наименование при-
соединения
Электрокотельная
п. Светлый, КРУ 6 кВ,
1 секция шин
Электрокотельная
п. Светлый, КРУ 6 кВ,
2 секция шин
Электрокотельная
п. Светлый, КРУ 6 кВ,
3 секция шин
Электрокотельная
п. Светлый, КРУ 6 кВ,
4 секция шин
НАМИ-35
Коэф.тр. 35000/100
КТ 0,5
НТМИ-6-66
Коэф.тр. 6000/100
КТ 0,5
НТМИ-6-66
Коэф.тр. 6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-2
Коэф.тр. 6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-2
Коэф.тр. 6000/100
КТ 0,5
НТМИ-6-66
Коэф.тр. 6000/100
КТ 0,5
Ввод «Электрокотель-
ная п. Временный»
0,4 кВ
ТОЛ–35 (3 шт.)
Коэф. тр. 600/5
КТ 0,2S
ТЛШ-10 (3 шт.)
Коэф. тр. 3000/5
КТ 0,5
ТЛШ-10 (3 шт.)
Коэф. тр. 3000/5
КТ 0,5
ТЛШ-10 (3 шт.)
Коэф. тр. 3000/5
КТ 0,5
ТЛШ-10
(3 шт.)
Коэф. тр. 3000/5
КТ 0,5
ТПОЛ–10 (3 шт.)
Коэф. тр. 600/5
КТ 0,5
ТКЛМ–0,5 (3 шт.)
Коэф. тр. 300/5
КТ 0,5
ТЕМР550 (6 шт.)
Коэф.тр.
500000/√3/100/√3
КТ 0,2
Реактор Р502 ВЛ-500 кВ
«Зейская ГЭС –
Амурская №2»
IOSK550 (3 шт.)
Коэф. тр. 1000/1
КТ 0,2S
ТЕМР245 (3 шт.)
Коэф.тр.
220000/√3/100/√3
КТ 0,2
Прим
е
ча
н
и
я
: 1)
кла
с
с
т
о
чн
о
сти
с
ч
е
тчик
о
в
электр
он
ных
I
ON
по
р
е
акт
и
вн
о
й
э
н
е
ргии
у
казан
у
сл
о
вн
о
,
ис
хо
дя
из
т
о
г
о
,
что
сч
е
т
ч
ик
и
с
-п
о
льз
уе
т
о
дин
и
тот
же масс
и
в
вы
бо
рки
изм
е
рит
е
льных
д
а
нных
для
о
пр
е
д
е
л
е
ния
как
акт
и
вн
ой
,
т
а
к и
реакти
в
н
о
й
э
н
е
ргии
(
стан
д
арт
на
сч
е
т-чи
к
и
с п
о
гр
е
шн
о
стью
по
р
е
акт
и
вн
о
й
эн
е
рг
и
и
м
е
н
е
е
1%
о
тс
у
тств
у
е
т
);
2) к
о
эффици
е
нты
т
р
а
нсф
о
рм
а
ции
т
ра
н
сф
о
рмат
о
р
о
в
нап
р
яж
е
ния
у
казаны
к
ак
о
тн
о
шение лин
е
йн
ы
х
на
п
ряж
е
н
и
й тр
ех
фазной
сети;
фазные
н
а
п
ряж
ен
ия
н
а
о
бм
о
тках мен
ь
ше
лин
е
йных
в
√
3
раз.
Программное обеспечение
В системе используется информационно-вычислительный комплекс для учета электри-
ческой энергии «Энергосфера». Номер версии программного обеспечения 6.2. Программное
обеспечение (ПО) предназначено для сбора, хранения и автоматизированной передачи ре-
зультатов измерений каждого счетчика электрической энергии на верхние уровни системы.
ПО внесено в Госреестр в составе Программно-технического комплекса «ЭКОМ»
№ 19542-05.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответст-
вии с МИ 3286-2010 – "С".
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния на метрологи-
ческие характеристики, указанные ниже в таблице 3, нет.
Лист 6
Всего листов 8
6
Идентификационные данные метрологически значимого программного обеспечения
приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование
ПО
Номер вер-
сии ПО
Цифровой идентификатор ПО
(контрольная сумма)
Идентифи-
кационное
наименова-
ние ПО
Алгоритм
вычисления
контроль-
ной суммы
Сервер опроса
PSO.exe
6.2.81.1358
d3494b7a8eda2ea098441d289a3dab1a
MD5
Метрологические и технические характеристики
Таблица 3 – Метрологические и технические характеристики системы
Значение характеристики
±
5
cos φ = 1cos φ = 0,7
±0,6±0,9
±0,9±1,6
±1,3±2,1
±1,1±1,9
sin φ = 1sin φ = 0,7
Наименование характеристики
Пределы допускаемой абсолютной разности показаний
часов компонентов системы, с
Пределы допускаемой относительной погрешности одного
измерительного канала при номинальном токе нагрузки
(активная электрическая энергия и средняя мощность), %:
- каналы 1, 2, 3, 4, 5, 6, 21, 22, 23, 34, 35, 36
- канал 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 33, 26, 27
- каналы 24, 25, 28, 29, 30, 31
- канал 32
Пределы допускаемой относительной погрешности одного
измерительного канала при номинальном токе нагрузки
(реактивная электрическая энергия и средняя мощность),
%:
- каналы 1, 2, 3, 4, 5, 6, 21, 22, 23, 34, 35, 36
- канал 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 33, 26, 27
- каналы 24, 25, 28, 29, 30, 31
- канал 32
Номинальное напряжение на вводах системы
(линейное), В
Номинальные значения первичного тока на вводах систе-
мы, А
±0,6±0,9
±0,9±1,6
±1,3±2,1
±1,1±1,9
500000каналы 7, 34, 35;
220000каналы 8, 9, 10, 11, 12,
13, 14, 36;
35000каналы 26, 27;
15000каналы 1, 2, 3, 4, 5, 6,
21, 22, 23;
6000каналы 24, 25, 28, 29,
30, 31, 32;
380каналы 15, 16, 17, 18,
19, 20, 33.
10000каналы 1, 2, 3, 4, 5, 6;
3000канал 28, 29, 30, 31;
1500канал 8;
1000каналы 7, 9, 10, 11, 12,
13, 34, 36;
600каналы 26, 27, 32;
500каналы 14, 35;
400каналы 15, 16, 17, 18,
19, 20, 21, 22, 23;
300канал 33;
150канал 24, 25.
Лист 7
Всего листов 8
7
Значение характеристики
8
0,98
Наименование характеристики
Показатели надежности:
- среднее время восстановления, час
- коэффициент готовности, не менее
Условия эксплуатации:
- электропитание компонентов системы
Система гарантированного питания
(СГП) Зейской ГЭС (220 В 50 Гц)
- температура окружающего воздуха, °С:
измерительные трансформаторы 15 кВ и ниже, счетчики;
измерительные трансформаторы на ОРУ.
- относительная влажность воздуха, %
- атмосферное давление, кПа
от 15 до 25
от минус 45 до 40
от 30 до 80
от 84 до 106
Знак утверждения типа
наносят печатным способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему.
Комплектность средства измерений
Комплектность системы приведена в проектной документации. В комплект поставки
входят техническая документация на систему и ее компоненты, методика поверки. Сведения
об измерительных компонентах и их номера по Государственному реестру СИ приведены в
таблице 4.
Таблица 4 – Измерительные компоненты системы
КТ
0,2
0,2
0,2
0,2
0,5
0,5
0,5
0,5
0,2
0,2
0,2
0,5
0,5
0,5
0,5S
0,2
0,2S
0,5
0,5
0,5
0,5
0,2S
0,2S
0,5
0,2/0,2
0,2S/0,2S
0,5S/0,5S
Наименование
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Счетчик электронный
Счетчик электронный
Счетчик электронный
ИВК
Обозначение
EPR20Z
TJC 6-G
CPB550
CPB245
НАМИ-35
НТМИ-6-66
НАМИТ-10-2
НТМИ-6
ТЕМР245
ТЕМР550
ТЛШ-20Б
ТРН-500
ТФНД-220
ТФЗМ-220Б
ТШП-0,66
ТВ-110
ТОЛ-35
ТЛШ-10
ТПОЛ-10
ТВЛМ-10
ТКЛМ-0,5
IOSK245
IOSK550
ТВТ-220
ION8300
ION8600
ION6200
ПК «Энергосфера»
Кол.Примечание
15 № ГР СИ 30369-05
12 № ГР СИ 36413-07
3 № ГР СИ 15853-96
12 № ГР СИ 15853-96
2 № ГР СИ 19813-00
4 № ГР СИ 2611-70
2 № ГР СИ 18178-99
1 № ГР СИ 51199-12
3 № ГР СИ 25474-03
6 № ГР СИ 25474-03
18 № ГР СИ 4016-74
6 № ГР СИ 5315-76
15 № ГР СИ 3694-73
3 № ГР СИ 6540-78
18 № ГР СИ 15173-01
9 № ГР СИ 29255-05
6 № ГР СИ 21256-03
12 № ГР СИ 11077-07
3 № ГР СИ 1261-02
6 № ГР СИ 1856-63
3 № ГР СИ 3066-99
3 № ГР СИ 26510-09
6 № ГР СИ 26510-09
3 № ГР СИ 3638-73
17 № ГР СИ 22898-02
13 № ГР СИ 22898-07
6 № ГР СИ 22898-07
1 № ГР СИ 19542-05
Лист 8
Всего листов 8
8
Поверка
осуществляется по документу «ГСИ. Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии Зейской ГЭС. Методика повер-
ки» МП 64-262-2013, утвержденному ФГУП «УНИИМ» в 2013 г.
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
Эталонный трансформатор тока (0,5 – 3000) А, КТ 0,05 (ИТТ 3000.5, № ГР СИ 19457-00);
Прибор сравнения с абс. погрешностью не более 0,002 % и 0,2’ (КНТ-03, № ГР СИ 24719-03);
Эталонный трансформатор напряжения (5 – 15) кВ, КТ 0,1 (НЛЛ-15, № ГР СИ 5811-00);
Эталонный трансформатор напряжения 35 кВ, КТ 0,1 (НЛЛ-35, № ГР СИ 5811-00 );
Эталонный трансформатор напряжения (220, 500) кВ, КТ 0,1(NVOS-500, № ГР СИ 32397-12);
Эталонный счетчик КТ 0,1 (ZERA TPZ 308, ЦЭ6802, № ГР СИ 13548-05);
Источник сигналов точного времени: интернет-ресурс
.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Система автоматизированная информа-
ционно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Зейской ГЭС. Руково-
дство по эксплуатации» 04.505.429 РЭ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Зейской
ГЭС (АИИС КУЭ Зейской ГЭС)
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций
Изготовитель
Филиал ОАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС»
676244, Амурская область, г. Зея. Тел. (41658) 2-45-31,
Е-mail:
,
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «Уральский научно-
исследовательский институт метрологии» (ФГУП «УНИИМ»)
620000, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4
тел. (343) 350-26-18, факс (343) 350-20-39
Е-mail:
,
Аккредитован в соответствии с требованиями Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии и зарегистрирован в Государственном реестре средств измере-
ний под № 30005-11. Аттестат аккредитации от 03.08.2011 г.
Заместитель Руководителя Феде-
рального агентства по техническому
регулированию и метрологии
Ф В. Булыгин
м.п.
«_____» ______________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.