Приложение к свидетельству № 66836
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Красная Гора
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Красная Гора (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по
тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики
активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), 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 Центра сбора и обработки данных (далее
по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» 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 измерительным линиям связи поступают на
выходы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений
активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются
приращения электроэнергии за интервал времени 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).
Лист № 2
Всего листов 9
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательно-
циклическим способом. Данные по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и
арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных
операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой
сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) поступают на серверы ЦСОД Исполнительного
аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки,
хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу АО «СО ЕЭС» и в программно-
аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС». Связь организована по дуплексным каналам, данные
от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ поступают в обратном порядке.
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами
измерений, в формате ХМL, и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС»
.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного
управления энергопотреблением на ПС 110 кВ Красная Гора ПАО «ФСК 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. Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически с помощью
приемника точного времени, принимающего сигналы точного времени от навигационной
спутниковой системы GPS, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и приемника
точного времени 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 ±2 с.
При выходе из строя УССВ, встроенного в УСПД, время часов УСПД корректируется
от сервера ИВК автоматически в случае расхождения времени часов УСПД и ИВК на величину
более ±1 с. Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
Автоматизированная информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучета
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО 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.
не ниже 1.00
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование ПО СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПОD233ED6393702747769A45DE8E67B57E
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК
АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
ИВКЭ
(УСПД)
4
№
ИК
Счётчик
электрической
6
11сш 110 кВ,
Ктт = 300/5
кл.т 0,5
Госреестр
SL761DCB
№ 21478-04
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
2
ТГФ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 300/5
Госреестр
№ 58287-14
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
3
ТВ-35 II
кл.т 3,0
Ктт = 400/5
Госреестр
№ 912-70
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
Диспетчерское
Состав первого и второго уровней ИК
наименование точки ТрансформаторТрансформатор
учётатоканапряжения
энергии
12 3 4 5
ПС 110 кВ КраснаяТГФМ-110
НКФ-110-83 У1
гора, ОРУ-110 кВ,кл.т 0,2S
Ктн =кл.т 0,2S/0,5
ВЛ 110 кВ Красная Госреестр
(110000/√3)/(100/√3) Госреестр
гора-Кожаны№ 52261-12
№ 1188-84
ПС 110 кВ Красная НКФ-110-83 У1
гора, ОРУ-110 кВ,кл.т 0,5SL761DCB
2сш 110 кВ, Ктн = кл.т 0,2S/0,5
ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3)Госреестр
Светиловичи-Красная Госреестр № 21478-04
гора № 1188-84
ЗНОМ-35-65
ПС 110 кВ Краснаякл.т 0,5SL761DCB
гора, ОРУ-35 кВ, Ктн = кл.т 0,2S/0,5
1сш 35 кВ,(35000/√3)/(100/√3)Госреестр
ввод 35 кВ Т-1
№ 3186-72
Госреестр № 21478-04
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
ТВ-35 II
кл.т 3,0
Ктт = 300/5
Госреестр
№ 912-70
ЗНОМ-35-65
ПС 110 кВ Краснаякл.т 0,5SL761DCB
гора, ОРУ-35 кВ, Ктн = кл.т 0,2S/0,5
2сш 35 кВ,(35000/√3)/(100/√3)Госреестр
ввод 35 кВ Т-2
№ 3186-72
Госреестр № 21478-04
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
Красная Гора -Госреестр
№ 912-70
кл.т 0,5SL761DCB
Ктн =кл.т 0,2S/0,5
ПС 110 кВ КраснаяТГМ-35
ЗНОМ
-
35-65
гора, ОРУ-35 кВ, кл.т 0,2S
5 1сш 35 кВ, ВЛ-35 кВКтт = 100/5
(35000/√3)/(100/√3)Госреестр
Лотаки№ 59982-15
Госреестр № 21478-04
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
гора, ОРУ-35 кВ,
6 2сш 35 кВ, ВЛ 35 кВ
кл.т 0,2S
Ктт = 100/5
ОМ-35-
Госреестр
ПС 110
к
В Кра
с
наяТГМ-35
ЗН
кл.т 0,5
65
SL761DCB
Ктн = кл.т 0,2S/0,5
Красная Гора -Госреестр
(35000/√3)/(100/√3)Госреестр
Заводская № 59982-15
№ 912-70
№ 21478-04
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
Лист № 4
Всего листов 9
7
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
1сш 10 кВ, яч. 9,
ввод 10 кВ Т-1
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
8
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
2сш 10 кВ, яч.
12, ввод 10 кВ Т-2
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
9
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
1сш 10 кВ, яч. 3,
ВЛ 10 кВ ф. 102
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
10
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
1сш 10 кВ, яч. 5,
ВЛ 10 кВ ф. 103
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
11
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
1сш 10 кВ, яч. 7,
ВЛ 10 кВ ф. 104
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
12
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
1сш 10 кВ, яч. 13,
ВЛ 10 кВ ф. 105
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
13
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
1сш 10 кВ, яч. 15,
ВЛ 10 кВ ф. 106
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
14
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
1сш 10 кВ, яч. 17,
ВЛ 10 кВ ф. 107
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
15
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
2сш 10 кВ, яч. 4,
ВЛ 10 кВ ф. 108
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
Продолжение таблицы 2
12
5
6
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
3
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 800/5
Госреестр
№ 2473-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 800/5
Госреестр
№ 2473-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
Госреестр
№ 2473-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
Госреестр
№ 2473-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
Госреестр
№ 2473-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
Госреестр
№ 2473-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 150/5
Госреестр
№ 2473-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
Госреестр
№ 2473-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 150/5
Госреестр
№ 2473-69
4
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
Лист № 5
Всего листов 9
16
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
2сш 10 кВ, яч. 6,
ВЛ 10 кВ ф. 109
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
17
ПС 110 кВ Красная
гора, КРУН-10 кВ,
2сш 10 кВ, яч. 8,
ВЛ 10 кВ ф. 110
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
18
ПС 110 кВ Красная
гора, ГЩУ,
с.ш. 0,4 кВ от
ТСН-1 и ТСН-2
-
SL761DCB
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 21478-04
Продолжение таблицы 2
12
5
6
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
4
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-69
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
3
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
Госреестр
№ 2473-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
Госреестр
№ 2473-69
Т-0,66 У3
Кл.т.0,5S
Ктт=100/5
Госреестр
№ 52667-13
ЭКОМ-3000
Госреестр
№ 17049-09
Номер ИКcosφ
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
,
при доверительной
вероятности, равной 0,95
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%
1
1, 2, 5, 6
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
3, 4
(Счетчик 0,2S;
ТТ 3; ТН 0,5)
7 - 17
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
18
(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S)
23
1,0 ±1,3
0,9 ±1,3
0,8 ±1,5
0,7 ±1,6
0,5 ±2,2
1,0 -
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5 -
1,0 -
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5 -
1,0 ±1,8
0,9 ±2,0
0,8 ±2,5
0,7 ±3,0
0,5±4,7
4 5 6
±1,0 ±0,9 ±0,9
±1,1 ±1,0 ±1,0
±1,2 ±1,1 ±1,1
±1,3 ±1,2 ±1,2
±1,8 ±1,6 ±1,6
--±3,4
--±4,4
--±5,5
--±6,8
-- ±10,6
±1,9±1,2±1,0
±2,4±1,4±1,2
±2,9±1,7±1,4
±3,6±2,0±1,6
±5,5±3,0±2,3
±1,0±0,8±0,8
±1,3±1,0±1,0
±1,5±1,1±1,1
±1,8±1,3±1,3
±2,8±1,9±1,9
Лист № 6
Всего листов 9
Номер ИК
cosφ
1, 2, 5, 6
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
3, 4
(Счетчик 0,5;
ТТ 3; ТН 0,5)
7 - 17
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
18
(Счетчик 0,5; ТТ 0,5S)
Продолжение таблицы 3
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении реактивной электрической энергии в
рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
,
при
доверительной вероятности, равной 0,95
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%
1
23
0,9 ±3,8
0,8 ±2,9
0,7 ±2,6
0,5 ±2,2
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5 -
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5 -
0,9 ±6,2
0,8 ±4,4
0,7 ±3,6
0,5±2,8
4 5 6
±2,5 ±1,9 ±1,8
±1,9 ±1,5 ±1,4
±1,7 ±1,3 ±1,3
±1,5 ±1,2 ±1,2
- - ±12,4
- - ±8,4
- - ±6,6
- - ±4,8
±6,5±3,6±2,7
±4,5±2,5±1,9
±3,6±2,1±1,6
±2,7±1,6±1,4
±3,5±2,3±2,2
±2,5±1,7±1,6
±2,1±1,4±1,4
±1,7±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%
,
погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙U
н
до 1,01∙U
н
;
-
диапазон силы тока - от 0,01∙ I
н
до 1,2∙I
н
;
-
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -
от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
-
частота - (50
±
0,15) Гц.
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∙I
н1
до 1,2∙I
н1
;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8∙U
н2
до 1,15∙U
н2
; диапазон
силы вторичного тока - от 0,01∙I
н2
до 2∙I
н2
;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
Лист № 7
Всего листов 9
5 Для ИК № 3, 4 границы интервала допускаемой угловой погрешности ТТ определен
расчетным путем;
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2.
7 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 SL 7000 - среднее время наработки на отказ 20 лет;
-
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 trial:
-
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);
-
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.
Лист № 8
Всего листов 9
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
18
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
НаименованиеТип
Количество,
шт.
3
3
3
6
6
24
3
6
6
2
SL761DCB
12
Трансформатор тока ТГФМ-110
Трансформатор тока ТГФ-110
Трансформатор тока ТВ-35 II
Трансформатор тока ТГМ-35
Трансформатор тока ТЛМ-10
Трансформатор тока Т-0,66 У3
Трансформатор напряжения НКФ-110-83 У1
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данныхЭКОМ-3000
Методика поверки РТ-МП-4378-500-2017
Паспорт - формуляр АУВП.411711.ФСК.013.07ПФ
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4378-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ
Красная Гора. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 19.05.2017 г.
Основные средства поверки:
-
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 SL 7000 - по документу «Счетчики электрической
энергии электронные многофункциональные серии SL7000 (ACE 7000, ACE 8000). Методика
поверки», утвержденному ВНИИМС в 2004 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
системыGlobalPositioningSystem(GPS),регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства 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;
-
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 39937-08;
-
термометрстеклянныйТС-7-М1,регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 1198-12.
Лист № 9
Всего листов 9
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится
на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Красная Гора».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПС 110 кВ Красная Гора
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные
системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической
системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Заявитель
ФилиалОбществасограниченнойответственностьюУправляющаякомпания
«РусЭнергоМир» в г. Москве (Филиал ООО УК «РусЭнергоМир» в г. Москве)
Адрес: 123557, г. Москва, ул. Пресненский вал, д. 14, 3 этаж
Телефон: +7 (499) 750-04-06
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Телефон: +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.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.