Приложение к свидетельству № 59317
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кама»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кама» (далее по тексту – АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного
управления энергопотреблением на ПС 220 кВ «Кама» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительные каналы (trial по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый 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 –
СчилиСчетчики)поГОСТ Р 52323-2005(вчастиактивнойэлектроэнергии),
ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему
обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы
связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы,
коммутационное оборудование;
Третий 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 «ФСК ЕЭС» – МЭС Урала
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;
устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ)
на базе персонального компьютера (далее по тексту – ПК); каналообразующую аппаратуру;
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
усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за
период значениям активной и полной мощности.
Лист № 2
Всего листов 10
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 сбор и хранение результатов
измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭединойнациональной
(общероссийской) электрической сети (далее по тексту – ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически
опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью канала, реализованного на
базе технологии Спутниковой связи (МЗССС) (основной канал связи). При отказе основного
канала связи опрос УСПД выполняется с помощью ручного сбора.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку
измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает
полученные данные в базу данных (БД) сервера 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. Между центром сбора и обработки
данных (далее по тексту – ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС
Урала происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи
электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»
автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМL, и
автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления
коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает
автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога
±
1 с происходит
коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -
сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение,
превышающее ± 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
оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду
малости значений.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Лист № 3
Всего листов 10
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по
тексту – СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого
учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту – АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп».
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется при коммерческом учете электрической
энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а
также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах,
предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в
ИВК, указаны в таблице 1.
1.00
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование ПО СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПОD233ED6393702747769A45DE8E67B57E
Другие идентификационные данные, если
имеются
-
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические
характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
№
ИК
Счётчик
электрической
ВЛ 110 кВ Кама -
Мостовое I цепь
№ 26422-04
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 44201;
44379; 44111
Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
Диспетчерское
Состав 1-го и 2-го уровней ИК
наименованиеТрансформаторТрансформаторИВКЭ
точки учёта
тока на
п
ряже
ни
я
энергии
(УСПД)
123456
ТФЗМ 110Б-IV
НКФ110-83У1
кл.т 0,5ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5зав. №
1Зав. № 13912;Зав. № 5076095510144839
13867; 13914 Госреестр Госреестр
Госреестр
Госреестр
№ 53319-13№ 17049-09
№ 1188-84
ВЛ 110 кВ Кама -
Мостовое II цепь
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 44293; 44216;
44478
Госреестр
Зав. № 32; 35; 34
кл.т 0,5Ктн =
Зав. № 44201; 44379;
№ 53319-13
Лист № 4
Всего листов 10
Продолжение таблицы 2
123456
ТФЗМ 110Б-IV
НКФ110-83У1
кл.т 0,5ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5зав. №
2Зав. № 13862;Зав. № 5076095610144839
13870; 13866 Госреестр Госреестр
Госреестр№ 53319-13№ 17049-09
№ 26422-04
№ 1188-84
НКФ110-83У1
ТФЗМ 110Б-IVкл.т
0,5
ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
ВЛ 110 кВкл.т 0,2S/0,5зав. №
№ 17049-09
№ 2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 44293; 44216;
44478
ВЛ 110 кВ Кама -
13864; 13868
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Госреестр
ГосреестрГосреестр
ВЛ 110 кВ Кама -
Сарапул II цепь
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 44293; 44216;
44478
Госреестр
ВЛ 110 кВ Кама -
39874; 39890
№ 2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
44111
3Кама – Сарапул –
К
т
т
= 300/5(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 5076095310144839
тяга I цепь
Госреестр 44111
Госреестр Госреестр
№ 26422-04 Госреестр
№ 1188-84
ТФЗМ-110Б-1У1
НКФ110-83У1
кл.т 0,5ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
ВЛ 110 кВКтт = 300/5 кл.т 0,2S/0,5зав. №
4Кама – Сарапул –Зав. № 50097;Зав. № 5076095410144839
тяга II цепь 54187; 50115 Госреестр Госреестр
Госреестр
Госреестр
№ 53319-13№ 17049-09
1188-84
ТФЗМ 110Б-IV
НКФ110-83У1
кл.т 0,5ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5зав. №
5
Сарапул I цепь
Зав. № 13917;
Зав. № 44201; 44379;
Зав. № 5076089910144839
Госреестр
44111
№ 53319-13 № 17049-09
№ 26422-04
№ 1188-84
ТФЗМ 110Б-IV
НКФ110-83У1
кл.т 0,5ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5зав. №
6Зав. № 13915;Зав. № 5076090010144839
13916; 13913 Госреестр Госреестр
Госреестр№ 53319-13№ 17049-09
№ 26422-04
1188-84
ТФЗМ-110Б-1У1
НКФ110-83У1
кл.т 0,5ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5зав. №
7
Сигаево I цепь
Зав. № 45613;
Зав. № 44201; 44379;
Зав. № 5076090110144839
ГосреестрГосреестр
Госреестр
Госреестр
№ 53319-13№ 17049-09
№ 1188-84
ВЛ 110 кВ Кама -
Сигаево II цепь
№ 2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 44293; 44216;
44478
ВЛ 110 кВ
Кама - Уральская
26422-04
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 44201; 44379;
44111
Лист № 5
Всего листов 10
Продолжение таблицы 2
123456
ТФЗМ-110Б-1У1
НКФ110-83У1
кл.т 0,5ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5зав. №
8Зав. № 39968;Зав. № 5076090210144839
45630; 39790 Госреестр Госреестр
Госреестр
Госреестр
№ 53319-13№ 17049
-
09
№ 1188-84
ТФЗМ 110Б-IV
НКФ110-83У1
кл.т 0,5ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5зав. №
9Зав. № 13861;Зав. № 5076095710144839
13837; 13865 Госреестр Госреестр
Госреестр
Госреестр
№ 53319-13№ 17049-09
№ 1188-84
НКФ110-83У1
ТФЗМ 110Б-IIIкл.т 0,5
кл.т 0,5Ктн =ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
Ктт = 1000/5 (110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5зав. №
10ОМВ 110 кВЗав. № 5434;Зав. № 44201; 44379; Зав. № 5076094310144839
5439; 543744111; 44293; 44216;Госреестр Госреестр
Госреестр 44478 № 53319-13 № 17049-09
26421-08 Госреестр
№ 1188-84
КЛ 10 кВ
фидер №1
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 279
Госреестр
831-69
кл.т 0,5
НТМИ-10-66
ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
Ктт = 300/5 кл.т 0,2S/0,5зав. №
11Зав. № 756050;Зав. № 5076097310144839
0119 Госреестр Госреестр
Госреестр№ 53319-13№ 17049-09
№ 2473-00
ТЛМ-10
Ктт = 1000/5
НТМИ
фидер №5Зав. № НКУС
Госреестр
№ 53319-13
кл.т 0,2S/0,5зав. №
Госреестр
№ 17049-09
ТСН 3
ввод 0,4 кВ
кл.т
0,5кл.т
0,5
ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
12
КЛ
10
к
В
Зав. № 6093; 4652
Ктн
= 10000/100
Зав. № 5076091910144839
Госреестр Госреестр
№ 2473-69 № 831-53
ТШ-0,66У3
кл.т 0,5ZMD402CT41.0457 ЭКОМ-3000
Ктт = 1000/5 кл.т 0,2S/0,5зав. №
13Зав. № 77620;-Зав. № 5076094210144839
77628; 86750 Госреестр Госреестр
Госреестр№ 53319-13№ 17049-09
№ 6891-84
Лист № 6
Всего листов 10
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих
Номер ИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1
2345
1,0 ±1,9 ±1,2 ±1,0
0,9±2,4±1,4±1,2
0,8±2,9±1,7±1,4
0,7±3,6±2,0±1,6
1 – 12
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,5±5,5±3,0±2,3
1,0±1,8±1,0±0,8
0,9±2,2±1,2±1,0
0,8±2,8±1,5±1,1
0,7±3,4±1,8±1,3
13
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5)
0,5±5,3±2,7±1,9
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
Номер ИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
0,9±6,3±3,4±2,5
1 – 12
0,8±4,3±2,3±1,7
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7±3,4±1,9±1,4
0,5±2,4±1,4±1,1
0,9±6,2±3,1±2,1
13
0,8±4,2±2,1±1,4
(Сч. 0,5; ТТ 0,5)
0,7±3,3±1,6±1,1
0,5±2,3±1,2±0,8
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
2 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн;
-
диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до Iнр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);
Лист № 7
Всего листов 10
-
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 ˚С; счетчиков -от 18
до 25 ˚С; УСПД - от 10 до 30 ˚С; ИВК - от 10 до 30 ˚С;
-
частота - (50
±
0,15) Гц.
3 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 Iнр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха – для ТТ по ГОСТ 7746-2001; для ТН по ГОСТ
1983-2001.
Для счетчиков электроэнергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8∙Uн2 до 1,15∙Uн2;
диапазон силы вторичного тока - от 0,01∙Iн2 до 2∙Iн2;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 10 до 30 ˚С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2.
5 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, 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 ZMD – среднее время наработки до отказа 220000 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 75 000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
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 шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счетчиков электроэнергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД.
-
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчиках электроэнергии;
-
пароль на УСПД;
-
паролина сервере,предусматривающиеразграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
-
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
Лист № 8
Всего листов 10
-
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 35 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;
-
ИВКЭ – 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 5 лет.
-
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Наименование
Тип
18
2 Трансформатор тока
9
3 Трансформатор тока
3
4 Трансформатор тока
4
5 Трансформатор тока
3
6 Трансформатор напряжения
6
7 Трансформатор напряжения
1
8 Трансформатор напряжения
1
ZMD402CT41.0457
13
10 Устройство сбора и передачи данных
ЭКОМ-3000
1
11 Методика поверки
МП РТ 2190/500-2015
1
12 Паспорт – формуляр
АУВП.411711.ФСК.034.04.ИН.ПС-ФО
1
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Кол-во,
шт.
3
1
1 Трансформатор тока
2
ТФЗМ 110Б-IV
ТФЗМ-110Б-1У1
ТФЗМ 110Б-III
ТЛМ-10
ТШ-0,66У3
НКФ110-83У1
НТМИ-10-66
НТМИ
9 Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Поверка
осуществляется по документу МП РТ 2190/500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
220 кВ «Кама». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 29.05.2015 г.
Перечень основных средств поверки:
Лист № 9
Всего листов 10
-
для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
-
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя»;
-
для счетчиков электроэнергии ZMD – по документу MP000030110 «Счетчики
электрической энергии трехфазные многофункциональные ZMD и ZFD. Методика поверки»,
утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2013 г.;
-
для УСПД ЭКОМ-3000 – в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программно-
технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП»,
утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 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 220 кВ «Кама».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/100-2015 от
13.04.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ «Кама»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
2. ГОСТ34.601-90«Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой
энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
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
Лист № 10
Всего листов 10
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 ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС. С. Голубев
М.п.«____»_____________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.