Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Ярославская" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Ярославская" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 61173-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 1404. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Ярославская" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Ярославская" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
61173-15
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Ярославская"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 1404
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Ярославская» (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 «Ярославская» ОАО «ФСК ЕЭС».
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую 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) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту – Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, включающие шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы; Второй 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 Центра 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 электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются 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. 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 ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ. Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту – ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает счетчики с помощью выделенного канала (основной канал связи). 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 Центра 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 счетчика 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. Сличение часов счетчиков и ИВК происходит при каждом сеансе связи. Коррекция проводится при расхождении часов счетчиков и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечениеВ 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. 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 1.00
Цифровой идентификатор ПО D233ED6393702747769A45DE8E67B57E
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 характеристикиСостав первого уровня ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Таблица 2 – Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ
№ ИКДиспетчерское наименование точки учётаСостав 1-го уровня ИК 
12345
1ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3-Ярославская (ВЛ 110 кВ Ярославская-1)ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10224; 10198; 10187Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3515; 3516; 3517Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,2S/0,5Зав. № 0101073614Госреестр№ 27524-04
2ВЛ 110 кВ Ярославская-Ярцево с отпайками I цепь (ВЛ 110 кВ Южная)ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10223; 10206; 10184Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3515; 3516; 3517Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,2S/0,5Зав. № 0101071326Госреестр№ 27524-04
3ВЛ 110 кВ Ярославская-Ярцево с отпайками II цепь (ВЛ 110 кВ Институтская)ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10208; 10202; 10190Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3518; 3519; 3520Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,2S/0,5Зав. № 0101073489Госреестр№ 27524-04
4ВЛ 110 кВ Ярославская-Техникум (ВЛ 110 кВ Белкинская)ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10306; 10308; 10209Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3518; 3519; 3520Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,5S/1,0Зав. № 110050019Госреестр№ 27524-04
Продолжение таблицы 2
12345
5ВЛ 110 кВ Неро – Ярославская с отпайками (ВЛ 110 кВ Ростовская-1)ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10210; 10301; 10299Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3515; 3516; 3517Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,5S/1,0Зав. № 110052014Госреестр№ 27524-04
6ВЛ 110 кВ Тишино – Ярославская с отпайкой на ПС Коромыслово (ВЛ 110 кВ Тишинская)ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10309; 10307; 10185Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3518; 3519; 3520Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,5S/1,0Зав. № 1056559Госреестр№ 27524-04
7ОВ 110 кВТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10222; 10221; 10225Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3515; 3516; 3517Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,5S/1,0Зав. № 1051724Госреестр№ 27524-04
8ячейка № 6, ф. ВасилевоТОЛ-СЭЩ-10кл.т 0,2SКтт = 200/5Зав. № 30243-12; 30253-12; 30261-12Госреестр№ 32139-11НАЛИ-СЭЩ-10кл.т 0,2Ктн = 10000/100Зав. № 00832-12Госреестр№ 38394-08СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,2S/0,5Зав. № 0805122998Госреестр№ 36697-08
9ячейка № 11, ф.КозьмодемьянскТОЛ-СЭЩ-10кл.т 0,2SКтт = 200/5Зав. № 30111-12; 30103-12; 30132-12Госреестр№ 32139-11НАЛИ-СЭЩ-10кл.т 0,2Ктн = 10000/100Зав. № 00835-12Госреестр№ 38394-08СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,2S/0,5Зав. № 0806121370Госреестр№ 36697-08
10ячейка № 7, ф. ДорожныйТОЛ-СЭЩ-10кл.т 0,2SКтт = 200/5Зав. № 30131-12; 30258-12; 30259-12Госреестр№ 32139-11НАЛИ-СЭЩ-10кл.т 0,2Ктн = 10000/100Зав. № 00832-12Госреестр№ 38394-08СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,2S/0,5Зав. № 0805123070Госреестр№ 36697-08
Продолжение таблицы 2
12345
11ячейка № 1, ф.КарабихаТОЛ-СЭЩ-10кл.т 0,2SКтт = 200/5Зав. № 30318-12; 30391-12; 30405-12Госреестр№ 32139-11НАЛИ-СЭЩ-10кл.т 0,2Ктн = 10000/100Зав. № 00832-12Госреестр№ 38394-08СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,2S/0,5Зав. № 0805122282Госреестр№ 36697-08
12ячейка № 15, Ф.15 ТелевышкаТОЛ-СЭЩ-10кл.т 0,2SКтт = 200/5Зав. № 30477-12; 30458-12; 30421-12Госреестр№ 32139-11НАЛИ-СЭЩ-10кл.т 0,2Ктн = 10000/100Зав. № 00835-12Госреестр№ 38394-08СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,2S/0,5Зав. № 0806121452Госреестр№ 36697-08
13ячейка № 4, Ф.4 ПрофилакторийТОЛ-СЭЩ-10кл.т 0,2SКтт = 400/5Зав. № 19572-12; 15725-12; 19457-12Госреестр№ 32139-11НАЛИ-СЭЩ-10кл.т 0,2Ктн = 10000/100Зав. № 00832-12Госреестр№ 38394-08СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,2S/0,5Зав. № 0805122943Госреестр№ 36697-08
14панель №98ТШП-0,66кл.т 0,2SКтт = 400/5Зав. № 49484; 49485; 49486Госреестр№ 15173-06-СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,5S/1,0Зав. № 0003050912Госреестр№ 27524-04
15ВЛ 220 кВ Угличская ГЭС (ГЭС-13) - ЯрославскаяТГФМ-220кл.т 0,2SКтт = 1200/5Зав. № 1716; 1717; 1718Госреестр№ 52260-12НКФ-220-58кл.т 0,5Ктн = (220000/√3)/(100/√3)Зав. № 57621; 57610; 57612Госреестр№ 14626-00СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,2S/0,5Зав. № 0112064101Госреестр№ 27524-04
16ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - ЯрославскаяТГФМ-220кл.т 0,2SКтт = 1200/5Зав. № 1719; 1720; 1721Госреестр№ 52260-12НКФ-220-58кл.т 0,5Ктн = (220000/√3)/(100/√3)Зав. № 57623; 57642; 57643Госреестр№ 14626-00СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,2S/0,5Зав. № 0109066192Госреестр№ 27524-04
Продолжение таблицы 2
12345
17ОВ 220 кВТФНД-220-1кл.т 0,5Ктт = 1200/5Зав. № 312; 337; 67Госреестр№ 3694-73НКФ-220-58кл.т 0,5Ктн = (220000/√3)/(100/√3)Зав. № 57621; 57610; 57612Госреестр№ 14626-00СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,2S/0,5Зав. № 0101073628Госреестр№ 27524-04
18ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 – Ярославская с отпайкой на ПС ГПП-9 II цепь (ВЛ 110 кВ Ярославская-2)ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10186; 10206; 10220Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3518; 3519; 3520Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,2S/0,5Зав. № 0101071395Госреестр№ 27524-04
19ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 – Ярославская с отпайкой на ПС ГПП-9 I цепь (ВЛ 110 кВ Ярославская-3)ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10183; 10188; 10189Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3515; 3516; 3517Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,2S/0,5Зав. № 0101071277Госреестр№ 27524-04
20ВЛ 110 кВ Ярославская – ГПП-4 II цепь (ВЛ 110 кВ Топливная)ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10205; 10207; 10203Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3518; 3519; 3520Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,2S/0,5Зав. № 0101071406Госреестр№ 27524-04
21ВЛ 110 кВ Ярославская – ГПП-4 I цепь (ВЛ 110 кВ Химическая)ТГФМ-110кл.т 0,2SКтт = 1500/5Зав. № 10191; 10196; 10197Госреестр№ 52261-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 3515; 3516; 3517Госреестр№ 24218-13СЭТ-4ТМ.03кл.т 0,2S/0,5Зав. № 0101070867Госреестр№ 27524-04
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
123456
1 – 3, 8 – 13, 18 – 21(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)1,0±1,2±0,8±0,7±0,7
4 – 7(Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)1,0±1,9±1,4±1,4±1,4
14(Сч. 0,5S; ТТ 0,2S)1,0±1,9±1,4±1,3±1,3
15, 16(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)1,0±1,3±1,0±0,9±0,9
17(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)1,0-±1,9±1,2±1,0
Продолжение таблицы 3
123456
Номер ИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
1 – 3, 8 – 13, 18 – 21(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)0,9±5,6±2,1±1,5±1,4
4 – 7(Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,2)0,9±10,5±3,6±2,3±2,1
14(Сч. 1,0; ТТ 0,2S)0,9±10,5±3,6±2,2±2,0
15, 16 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)0,9±5,7±2,5±1,9±1,9
17(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)0,9-±6,5±3,6±2,7
Примечания: Погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(<1,0 нормируется от I2%; Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой); Нормальные условия эксплуатации : Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн; диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до 1,2∙Iн; 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. 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 1,2∙Iн1; частота - (50 ( 0,4) Гц; температура окружающего воздуха - от минус 40 до 50 ˚С. 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. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. 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 СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов; счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов; ИВКЭ – среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов. 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; пароли на сервере, предусматривающие разграничение 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.
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ Наименование Тип Кол-во, шт. 1 2 3 1 Трансформатор тока ТГФМ-110 32 2 Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 18 3 Трансформатор тока ТШП-0,66 3 4 Трансформатор тока ТГФМ-220 6 5 Трансформатор тока ТФНД-220-1 3 6 Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1 6 7 Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-10 2 8 Трансформатор напряжения НКФ-220-58 6 9 Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03 15 10 Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М 6 11 Методика поверки МП РТ 2272/500-2015 1 12 Паспорт – формуляр АУВП.411711.ФСК.058.02.ПС-ФО 1
Поверкаосуществляется по документу МП РТ 2272/500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Ярославская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 05.06.2015 г. Перечень основных средств 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 СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.; для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 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.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Ярославская» 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».
ЗаявительОткрытое 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
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр 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.