Назначение
Система автоматизированная информационно- измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/35/6 кВ «Кряжская» Самарского ПО филиала ОАО « МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети» (далее АИИС КУЭ ПС 110/35/6 кВ «Кряжская » предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПС 110/35/6 кВ «Кряжская » Самарского ПО филиала ОАО « МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети», автоматического сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ ПС 110/35/6 кВ «Кряжская » представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ПС 110/35/6 кВ «Кряжская » выполняет следующие функции:
■ измерение с нарастающим итогом активной и реактивной электроэнергии с дискретностью во времени 30 минут в точках учета;
■ вычисление приращений активной и реактивной электроэнергии за учетный период;
■ вычисление средней активной и реактивной мощности на интервале времени 30 минут;
■ периодический или по запросу автоматический сбор и суммирование привязанных к единому календарному времени измеренных данных от отдельных точек учета;
■ хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных, энергонезависимая память) и от несанкционированного доступа;
■ предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны энергосбытовых организаций;
■ обеспечение защиты оборудования (включая средства измерений и присоединения линий связи), программного обеспечения и базы данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
■ конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 110/35/6 кВ «Кряжская » ;
■диагностика и мониторинг состояния технических и программных средств АИИС КУЭ ПС 110/35/6 кВ «Кряжская » ;
■ведение системы единого времени АИИС КУЭ ПС 110/35/6 кВ «Кряжская » (коррекция времени).
1-ый уровень системы включает в себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) КТ 0,5 по ГОСТ 7746 - 01 и трансформаторы напряжения (TH) КТ 0,5 ГОСТ 1983 - 01, счетчики активной и реактивной электроэнергии ЦЭ 6850, КТ. 0,2s/0,5h КТ. 0,5s/l ,0 в ГР № 20176-06 по ГОСТ Р 52323-05 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 при измерении реактивной электроэнергии(в виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5 S по ГОСТ Р 52323-05), установленных на объектах, указанных в таблице 1 (23 точкам измерения). Вторичные электрические цепи. Технические средства каналов передачи данных
2-ой уровень - (ИВКЭ)- представляет собой устройство сбора и передачи данных на базе контроллера ВЭП- 01»-1 шт., ГР № 25556-03, устройство синхронизации системного времени, технические средства оборудования и передачи данных.
3-ий уровень представляет собой - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий технические средства приема-передачи данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации, сервер БД системы, ЦУСПД на базе центрального контроллера ВЭП- 01С -1 шт., ГР № 25556-03,автоматизированное рабочее место - в здании центра сбора информации филиала ОАО « МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. .
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 контроллера (где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ ПС 110/35/6 кВ «Кряжская » оснащена системой обеспечения единого времени СОЕВ. В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени. УССВ выполнено в виде модуля Advantech РСМ-3292. Время контроллера синхронизировано с временем УССВ, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. Контроллер ВЭП-01 осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем контроллера ВЭП-01 осуществляется 1 раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков со временем контроллера ВЭП-01 ±1 с. Погрешность системного времени ±5 с/сутки.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера ВЭП-01 отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств момент непосредственно предшествующий коррекции.
Основные технические и метрологические характеристики.
Состав измерительных каналов и их основные технические и метрологические характеристики приведены в таблице №1.
Таблица №1. Основные технические и метрологические характеристики.
Номер канала | | Наименование объекта | Состав измерительного канала | ЦУСПД | Вид эл. энергии | Основ. погр.ИК при! от I пом 100%; U=l,0; Cos<p=0,8 | | Погрешность ИК в рабочих условиях, при I (0,05...1,2) I пом U=(0,9..1,01 )*Uhom Cos<p=0,8 |
Т рансформатор Тока, Тип, Класс точности, Зав. номер | Трансформатор Напряжения, Тип, Класс точности, Зав. номер | Постоянная счетчика, ...... *___--....... | Счетчик трехфазный переменного тока активной и реактивной энергии | УСПД |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
1 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская С-1-Т сек.1 35 кВ | ТВ-3 5/25 КТ 0,5 600/5 А зав.№9868, пов.27.12.08 В зав.№9868 пов.27.12.08 С зав.№9868, пов.27.12.08 | 3HOM-35-54 КТ 0,5 35000/100 А зав. №753534 пов. 11.03.08 В зав. №756874 пов. 11.03.08 С зав. №752662 пов. 11.03.08 | 1000 0 | ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 зав.№ 0055371009891174 пов. 2007-4 | ВЭП-01 Зав. №20070300418 пов. 09.10.07 | ВЭП-01С; Зав.№ 20070300403 поверка 23.08.2007 | А Р | 1,2 2,1 | 3,0 6,6 |
2 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская С-2-Т сек.2 35 кВ | ТВ-3 5/25 КТ 0,5 600/5 Азав.№9139, пов.05.08.08 В зав.№9139, пов.05.08.08 С зав.№9139, пов.05.08.08 | 3HOM-35-54 КТ 0,5 35000/100 А зав. №752664 пов. 11.03.08 В зав. №49689 пов. 11.03.08 С зав. №1149620 пов. 11.03.08 | 10000 | ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 зав.№ 0055371009870933 пов. 2007-4 |
3 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская СЛИП сек. 1 35 кВ | ТВ-35-111 КТ 0,5 600/5 А зав.№15149, пов.26.12.08 С зав.№15149, пов.26.12.08 | 3HOM-35-54 КТ 0,5 35000/100 А зав. №753534 пов. 11.03.08 В зав. №756874 пов. 11.03.08 С зав. №752662 пов. 11.03.08 | 10000 | ЦЭ6850 КТ 0,5S/l,0 зав.№74888180 пов. 2007-2 | 1,3 2,1 | 3,9 6,6 |
| 2 | 3 | 4 | 5 |
1 1 4 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Кряж-1 сек.2 35 кВ | ТВ-35/25 КТ 0,5 600/5 А зав.№11375, пов.05.08.08 Сзав.№11375, пов.05.08.08 | 3HOM-35-54 КТ 0,5 35000/100 А зав. №752664 пов. 11.03.08 В зав. №49689 пов. 11.03.08 С зав. №1149620 пов. 11.03.08 | 10000 |
5 | ПС 110/35/6 кВ КряжскаяКряж-3 сек.2 35 кВ | ТФЗМ-35Б-1У1КТ 0,5 600/5А зав.№33974, пов.13.03.08С зав.№34047,пов. 13. 03.08 | 3HOM-35-54KT 0,5 35000/100А зав. №752664пов. 11.03.08В зав. №49689пов. 11.03.08С зав. №1149620пов. 11.03.08 | 10000 |
6 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Долотная-1 сек.2 35 кВ | ТФНД-35М КТ 0,5 600/5 А зав.№1112, пов.23.12.07 С зав.№1241, пов.23.12.07 | 3HOM-35-54 КТ 0,5 35000/100 А зав. №752664 пов. 11.03.08 В зав. №49689 пов. 11.03.08 С зав. №1149620 пов. 11.03.08 | 10000 |
7 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Долотная-2 сек.2 35 кВ | ТФНД-35 КТ 0,5 600/5 А зав.№133, пов.27.02.08 С зав.№128, пов.27.02.08 | 3HOM-35-54 КТ 0,5 35000/100 А зав. №752664 пов. 11.03.08 В зав. №49689 пов. 11.03.08 С зав. №1149620 пов. 11.03.08 | 10000 |
6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
ЦЭ6850 KT 0,2S/0,5 зав.№74862790 пов. 2007-3 | ВЭП-01 Зав. №20070300418 пов. 09.10.07 | ВЭП-01С; Зав.№ 20070300403 поверка 23.08.2007 | А Р | 1,2 2,1 | 3,0 6,6 |
ЦЭ6850 KT 0,2S/0,5 зав.№ 0055371009888037 пов.2007-4 |
ЦЭ6850 KT 0,5S/l,0 KT0,5S/l,0 зав.№74852323 пов. 2007-3 | 1,3 2,1 | 3,9 6,6 |
ЦЭ6850 KT 0,5S/l,0 зав.№74862790 пов. 2007-3 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
8 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская КТ-1 сек.2 35 кВ | ТФНТ-35 КТ 0,5 600/5 А зав.№1259, пов.23.12.07 С зав.№1244, пов.23.12.07 | 3HOM-35-54 КТ 0,5 35000/100 А зав. №752664 пов. 11.03.08 В зав. №49689 пов. 11.03.08 С зав. №1149620 пов. 11.03.08 | 10000 |
9 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская КТ-2 сек.2 35 кВ | ТФЗМ-35-А КТ 0,5 600/5 А зав.№67867, пов.27.12.07 С зав.№68663, пов.27.12.07 | 3HOM-35-54 КТ 0,5 35000/100 А зав. №752664 пов. 11.03.08 В зав. №49689 пов. 11.03.08 С зав. №1149620 пов. 11.03.08 | 10000 |
10 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Водозабор-2 сек.2 35 кВ | ТФЗМ-35А-У1 КТ 0,5 600/5 А зав.№56584, пов. 13.03.08 С зав.№33975, пов. 13.03.08 | 3HOM-35-54 КТ 0,5 35000/100 А зав. №752664 пов. 11.03.08 В зав. №49689 пов. 11.03.08 С зав. №1149620 пов. 11.03.08 | 10000 |
И | ПС 110/35/6 кВ Кряжская С-1-Т сек. 1 6 кВ | ТПШФА КТ 0,5 3000/5 А зав.№5870, пов. 19.03.08 В зав.№10200 пов.19.03.08 С зав.№ 10260, пов.19.03.08 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №821 пов. 23.12.07 | 10000 |
6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
ЦЭ6850 KT0,5S/l,0 зав.№74852401 пов. 2007-3 | ВЭП-01 Зав. №20070300418 пов. 09.10.07 | ВЭП-01 С; Зав.№ 20070300403 поверка 23.08.2007 | А Р | 1,3 2,1 | 3,9 6,6 |
ЦЭ6850 KT0,5S/l,0 зав.№74863375 пов. 2007-3 |
ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 зав.№ 0055371009888204 пов. 2007-4 | 1,2 2,1 | 3,0 6,6 |
ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 зав.№ 0055371009888099 пов. 2007-4 |
1 | 2 | 3 | 4 |
12 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская С-2-Т сек.2 6 кВ | ТПШФА КТ 0,5 3000/5 А зав.№7512, пов.03.04.08 В зав.№7521 пов.03.04.08 С зав.№7513, пов.02.04.08 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №11584 пов. 23.12.07 |
13 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-6 сек.1 6 кВ | ТПЛМ-10 КТ 0,5 400/5 А зав.№43255, пов.27.02.08 С зав.№37024, пов.27.02.08 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №821 пов. 23.12.07 |
14 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-7 сек. 1 6 кВ | ТЛК-10-6 КТ 0,5 300/5 А зав.№2302, пов.25.12.07 С зав.№4738, пов.25.12.07 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №821 пов. 23.12.07 |
15 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-15 сек.1 6 кВ | ТПЛ-10 КТ 0,5 300/5 А зав.№00945, пов.25.12.07 С зав.№00865, пов.25.12.07 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №821 пов. 23.12.07 |
16 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-16 сек.1 6 кВ | ТЛК-10-6 КТ 0,5 400/5 А зав.№07566, пов.25.12.07 С зав.№07565, пов.25.12.07 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №821 пов. 23.12.07 |
р_ | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
10000 | ЦЭ6850 KT 0,2S/0,5 зав.№ 0055371009887986 пов. 2007-4 | ВЭП-01 Зав. №20070300418 пов. 09.10.07 | ВЭП-01С; Зав.№ 20070300403 поверка 23.08.2007 | А Р | 1,2 2,1 | 3,0 6,6 |
10000 | ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 зав.№73858493 пов. 2007-2 |
10000 | ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 зав .№73850343 пов. 2007-2 |
10000 | ЦЭ6850 А, Р КТ 0,2S/0,5 зав.№ 0055371009887993 пов. 2007-4 |
10000 | ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 зав.№74852424 пов. 2007-4 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
17 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-17 сек.2 6 кВ | ТЛМ-10-1 КТ 0,5 300/5 А зав.№0616, пов.24.12.07 С зав.№0583, пов.24.12.07 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №11584 пов. 23.12.07 | 10000 |
18 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-18 сек.2 6 кВ | ТЛМ-10-1 КТ 0,5 400/5 А зав.№2905, пов.24.12.07 С зав.№3029, пов.24.12.07 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №11584 пов. 23.12.07 | 10000 |
19 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-19 сек.2 6 кВ | ТПЛ-10 КТ 0,5 300/5 А зав.№4777, пов.24.12.07 Сзав.№52192, пов.24.12.07 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №11584 пов. 23.12.07 | 10000 |
20 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-20 сек.2 6 кВ | ТПЛ-10 КТ 0,5 300/5 А зав.№52158, пов.24.12.07 С зав.№51762, пов.24.12.07 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №11584 пов. 23.12.07 | 10000 |
21 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-21 сек.2 6 кВ | ТПЛ-10 КТ 0,5 300/5 А зав.№01454, пов.24.12.07 С зав .№00999, пов.24.12.07 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №11584 пов. 23.12.07 | 10000 |
6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
ЦЭ6850 KT 0,2S/0,5 зав.№ 0055371009888235 пов. 2007-4 | ВЭП-01 Зав. №20070300418 пов. 09.10.07 | ВЭП-01С; Зав.№ 20070300403 поверка 23.08.2007 | А Р | 1,2 2,1 | 3,0 6,6 |
ЦЭ6850 KT 0,2S/0,5 зав.№73855580 пов. 2007-4 |
ЦЭ6850 KT 0,2S/0,5 зав.№74889962 пов. 2007-2 |
ЦЭ6850 KT 0,2S/0,5 зав.№ 0055371009843944 пов. 2007-4 |
ЦЭ6850 KT 0,2S/0,5 зав.№ 0055371009888358 пов. 2007-4 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
22 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-22 сек.2 6 кВ | ТПЛ-10 КТ 0,5 300/5 А зав.№01472, пов.24.12.07 С зав.№00903, пов.24.12.07 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №11584 пов. 23.12.07 | 10000 | ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 зав.№73850386 пов. 2007-1 | ВЭП-01 Зав. №20070300418 пов. | 09.10.07 | ВЭП-01 С; Зав.№ 20070300403 поверка 23.08.2007 | А Р | 1,2 2,1 | 3,0 6,6 |
23 | ПС 110/35/6 кВ Кряжская Фидер-26 сек.2 6 кВ | ТЛК-10 КТ 0,5 400/5 А зав.№07523, пов.24.12.07 С зав.№07512, пов.24.12.07 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 А,В,С зав. №11584 пов. 23.12.07 | 10000 | ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 зав.№71855435 пов. 2007-1- |
Примечание к Таблице!
1. Погрешность измерений для ТТ класса точности 0,5 нормируется для тока в диапазоне 5-120% от номинального значения
2. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
3. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0.95.
4. Нормальные условия
параметры сети: напряжение (0,99...1,01 )*Uhom, cos ср =0,8 инд
температура окружающей среды (23±2) °C
частота 50Гц ±3%
сила тока: (0,05...1,20)*1ном
5. Рабочие условия:
-параметры сети: напряжение (0,9...1,1)* Ином , ток (0,05...1,2}*1ном cos ср =0,8инд
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °C до + 50 °C, для счетчиков ЦЭ6850 от минус 40 °C до +55 °C; для контроллеров ВЭП-01 (ВЭП-01С) от -35 °C до плюс 50 °C частота 50 Гц ± 2%
6. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746, трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983, счетчиков электроэнергии - ГОСТ Р 52323-05 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5 S для ГОСТ Р 52323-05.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в филиале ОАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Надежность применяемых в системе компонентов:
Электросчетчик ЦЭ6850
- среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов
- средний срок службы - не менее 30 лет,
Контроллер типа ВЭП-01(ВЭП-01С)
- среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов,
- средний срок службы - не менее 18 лет,
- среднее время восстановления не более -24 часов,
- коэффициент готовности не менее-0,99.
УССВ:
- среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов
- коэффициент готовности - не менее 0,95
- среднее время восстановления не более -168 часов
Для трансформаторов тока и напряжения в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и 1983-2001:
- средняя наработка на отказ - не менее 40 10 5 часов
- средний срок службы -25 лет
Надежность системных решений:
"резервирование питания УСПД (ЦУСПД) реализовано с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
■резервирование каналов связи: реализовано с помощью передачи по электронной почте и сотовой связи информации о результатах измерений в организации-участники оптового рынка;
Регистрация событий:
■в журналах событий счетчика, УСПД фиксируются факты:
-параметрирования;
-пропадания напряжения,
-коррекция времени
Защищенность применяемых компонентов:
■наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД (ЦУСПД);
‘наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД (ЦУСПД);
Глубина хранения информации:
"электросчетчик ЦЭ 6850- при установленном получасовом интервале усреднения, не менее 50 суток для каждого направления учета электроэнергии, а при отключении питания - не менее 10 лет;
■ контроллер ВЭП-01 - . суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу не менее 45 суток и электропотребление за месяц по каждому каналу- не менее 4лет (функция автоматизирована), хранение информации при отключении питания -не менее 1 года;
■ сервер - время хранения информации, при отключенных основной и резервной сетях питания, не менее 3,5 лет
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ПС 110/35/6кВ «Кряжская» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ПС 110/35/6кВ «Кряжская» приведена и должна соответствовать комплектности, приведенной в формуляре на АИИС КУЭ ПС 110/35/6кВ «Кряжская» Самарского ПО филиала ОАО « МРСК Волги» - Самарские распределительные сети». ФО 4222-33-6315501876-2009.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом о поверке - Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110/35/6кВ «Кряжская» Самарского ПО филиала ОАО « МРСК Волги» - Самарские распределительные сети» Методика поверки. МП 4222-33-6315501876-2009, согласованная
ГЦИ СИ - ФГУ «Самарский ЦСМ» 12.05.2009 г.
■ средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
■ средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 28452003 и/или по ГОСТ 8.216-88;
■ средства поверки счетчиков электрической энергии ЦЭ 6850 в соответствии с методикой поверки ИНЕС.411152.034 МП., являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИНЕС.411152.034 РЭ
■ средства поверки устройств синхронизации времени УССВ; (поверяется в составе контроллера ВЭП 01) Методика поверки. МП 4250-001-36888188-2003. Утверждена ФГУ Самарский ЦСМ
■ средства поверки контроллеров измерительных программируемых «ВЭП 01», в соответствии с методикой поверки. МП 4250-001-36888188-2003, утвержденной ФГУ Самарский ЦСМ
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
■ ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
■ ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
■ ГОСТ 7746-2001 .Трансформаторы тока. Общие технические условия.
■ ГОСТ 1983-2001.Трансформаторы напряжения, Общие технические условия.
■ ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерений электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
■ .ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 110/35/6кВ «Кряжская» Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - Самарские распределительные сети» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производ££ва-ицз эксплуатации