Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», эталонный источник системного времени тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ».
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP. ИВК имеет возможность сбора информации от системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии филиала АО «Облкоммунэнерго» -ЗАО «Тагилэнергосети» (Рег. № 67259-17).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. Источником сигналов точного времени служит тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер). Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). Синхронизация сервера БД АИИС КУЭ осуществляется от тайм-сервера в соответствии с международным документом RFC-1305 через глобальную сеть Интернет с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) Тайм-сервер обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени тайм-сервера более чем на ±1 с, Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о К | Номер точки измерений | | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | 201 | ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1 сш, яч. 102, ф.6 кВ ф. Черных - 1 | Т0Л-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 | ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±2,6 ±4,3 |
| 2 | 202 | ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2 сш, яч. 211, ф.6 кВ ф. Черных - 2 | Т0Л-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 | ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±2,6 ±4,3 |
| 3 | 203 | ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1 сш, яч. 105, ф.6 кВ ГМЗ - 1 | Т0Л-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5 | ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±2,6 ±4,3 |
| 4 | 204 | ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2 сш, яч. 202, ф.6 кВ ГМЗ - 2 | Т0Л-10-1-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5 | ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±2,6 ±4,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | 205 | ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 сш, яч.305, ф.6кВ ГДМ-1 | ТОЛ-10-I-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 | ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 6 | 206 | ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 сш, яч.406, ф.6кВ ГДМ-2 | ТОЛ-10-I-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 | ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 7 | 207 | ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 сш, яч.104, ф.6кВ Красноармейский-1 | ТОЛ-10-I-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 | ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 8 | 208 | ПС «Приречная» 110/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 сш, яч.208, ф.6кВ Красноармейский-2 | ТОЛ-10-I-1У2 Кл. т. 0,5S 600/5 | ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 9 | 143а | ПС «Сторожевая» 35/6кВ, ЗРУ-6 кВ, | ТПОЛ-10У3 Кл. т. 0,5 150/5 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03М | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 2 сш, яч.18, ф.Михайловский-2 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| 10 | 211 | ПС «Пихтовая» 110/6 кВ, ЗРУ-6кВ, | ТПЛ-10-М-1У2 Кл. т. 0,5S 400/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 4сш, яч.6, ф.6кВ Хвойный 4 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,6 | ±4,3 |
| 11 | 212 | ПС «Пихтовая» 110/6 кВ, ЗРУ-6кВ, | ТПЛ-10-M-I Кл. т. 0,5S 150/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 2сш, яч.50, ф.6кВ Энтузиастов 2 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,6 | ±4,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | 209 | ПС «Горбуново» 110/35/10 кВ, | ТПЛ-10-М-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | СЭТ-4ТМ.03М | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| ЗРУ-10кВ, 2сш, яч.15, Муринский 4 | Кл. т. 0,5 10000/100 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| 13 | 210 | ПС «Горбуново» 110/35/10 кВ, | ТПЛ-10-М-1У2 Кл. т. 0,5S 300/5 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03М | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| ЗРУ-10кВ, яч.6 Муринский 3 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| | | ПС «Красный | | | | | | |
| 14 | 3 | Камень» 110/35/6кВ, | ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5S 400/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| ЗРУ-6кВ, 2 сш, яч.2, ф.6кВ ДК Строитель-2 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,6 | ±4,3 |
| | | ПС «Красный | | | | | | |
| 15 | 2 | Камень» 110/35/6кВ, | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| ЗРУ-6кВ, 1 сш, яч. 33, ф.6кВ ДК Строитель-1 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,6 | ±4,3 |
| | | ПС «Красный | | | | | | |
| 16 | 1 | Камень» 110/35/6кВ, | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| ЗРУ-6кВ, 1 сш, яч. 1, ф.6кВ Комсомольский-1 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,6 | ±4,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ВМ-2006 оп.35 | ТОЛ-10-1-2 | ЗНОЛП | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 17 | 135а | ВЛ-6кВ ф. Руш-1 от ПС «Старатель» | Кл. т. 0,5 150/5 | Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | реактивная | ±2,6 | ±4,3 |
| 18 | 177 | ЛЭП-10кВ Хуторка, отпайка, опора 2а, ПКУ-10кВ ЛЭП «Хуторка» | ТОЛ-Ю-Ш-2 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 50/5 | НОЛ-10-III УХЛ1 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,4 ±4,3 |
| 19 | 87 | ПС «Выйская» 35/6кВ, ЗРУ-6 кВ, | ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 200/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 1 сш, яч.6, ф.Котельная 1 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| 20 | 93 | ЯКНО 6 кВ ВЛ-17 6кВ от оп.5 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 150/5 | НОЛ.08-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| ВЛ-6 кВ ф.Огнеупор-1 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,6 | ±4,3 |
| 21 | 105 | ВМ-1005 6кВ отпайки от оп.23 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 | НОЛ.08 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| ВЛ-6 кВ ф.Гидроузел-3 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,6 | ±4,3 |
| | | ПС «Старатель» 110/35/6кВ, ЗРУ- 6 кВ, 1 сш, яч. 13, ф.6 кВ Руш 1 | ТОЛ-10-У3 | ЗНОЛ-06-6УЗ Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 22 | 135 | Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,6 | ±4,6 |
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указанадля cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 22 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 22 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | |
| для ИК № 1-4 | 0,87 |
| для ИК № 5-22 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика СЕ 304 S32 402 | 120000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01 | 165000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 165000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.12 | 165000 |
| для электросчетчика Mеркурий 230 AR^00 РQRSIDN | 150000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.00 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| 1 | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | 3,5 |
| средств измерений, лет, не менее | |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег № | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-Ю-[-1-У2 | 47959-11 | 24 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 У3 | 1261-08 | 5 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М-1У2 | 47958-11 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М-1У2 | 47958-16 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М-1 | 47958-11 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М-У2 | 22192-07 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2 | 15128-07 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-Ю-Ш-2-УХЛ1 | 47959-11 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-02 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-У3 | 7069-02 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6 У2 | 46738-11 | 12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3344-72 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-06-6УЗ | 46738-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 23544-07 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 60002-15 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66У3 | 831-69 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ-Ю-Ш-УХЛ1 | 49075-12 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ.08-6 У2 | 66629-17 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ.08 | 3345-04 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 230 AR^00 РQRSIDN | 23345-07 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY | 31424-07 | 8 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 5 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 50460-12 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 | 50460-12 | 1 |
| Сервер баз данных | IBM Blade Server HS22 | - | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-008-2018 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-008-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29 января 2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03 - по документу Методика поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СE 304 S32 402 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 304. Методика поверки» ИНЕС.411152.064 Д1, согласованному с ФГУП «ВНИИМС» в 2006 г.;
- счётчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS;
- термогигрометр CENTER (мод.311): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ с Изменением № 1
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.
57326-16: Методика поверки МП 206.1-008-2018Скачать2.2 Мб