Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/35/6 кВ "Кряжская" Самарского ПО филиала ОАО "МРСК Волги"-"Самарские распределительные сети". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/35/6 кВ "Кряжская" Самарского ПО филиала ОАО "МРСК Волги"-"Самарские распределительные сети"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 09 от 17.09.09 п.25
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 36255
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94 и проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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

Развернуть полное описание