№1598 от 02.08.2021
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 265687
О внесении изменений в сведения об утвержденном типе средств измерений
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 1598 от 02.08.2021
ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» августа 2021 г. № 1598
Сведения об утвержденном типе средств измерений, подлежащие изменению
в части конструктивных изменений, не влияющих на метрологические характеристики средств измерений
|
№ п/п |
Наименование типа |
Обозначение типа |
Заводской номер |
Регистрационный номер в ФИФ |
Правообладатель |
Отменяемая методика поверки |
Действие методик поверки сохраняется |
Устанавливаемая методика поверки |
Заявитель |
Юридическое лицо, выдавшее заключение |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1. |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Абалаковская |
АУВП.41 1711.ФСК .РИК.028. 08 |
69868-17 |
Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»), г. Москва |
РТ-МП-4887- 500-2017 |
Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ «ЭАК»), г. Москва |
ФБУ «Ростест-Москва» |
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» августа 2021 г. № 1598
Лист № 1 Регистрационный № 69868-17 Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Абалаковская
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Абалаковская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) ИВКЭ, технические средстваё приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), УССВ ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные ток и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы 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.
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).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ, которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
В состав ИВКЭ входит УССВ ИВКЭ. УССВ ИВКЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени УСПД и времени УССВ ИВКЭ более чем на ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, 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 |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
|
Таблица 2 - Состав ИК АИ |
ИС КУЭ | ||||
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД , УССВ ИВКЭ, УССВ ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 |
ОВ 110 кВ |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 61432-15 |
ТН 1СШ 110 кВ: НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 ТН ПСШ 110 кВ: НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 77076-19 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
RTU-325T рег.№ 44626-10 УССВ-2 рег. № 54074-13 РСТВ-01 рег. № 40586-12 |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Абалаковская -Казачинская с отпайкой на ПС Шапкино (С-621) |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 61432-15 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 77076-19 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
|
7 |
ВЛ 110 кВ Абалаковская -Шапкино (С-622) |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 61432-15 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 77076-19 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
|
8 |
ВЛ 110 кВ Абалаковская -Енисейская с отпайками (С-623) |
ТФЗМ 110Б кл.т. 0,2 Ктт = 500/1 рег. № 76956-19 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ВЛ 110 кВ Абалаковская -Городская с отпайкой на ПС Лесосибирский ЛДК (С-624) |
ТФЗМ 110Б кл.т. 0,2 Ктт = 500/1 рег. № 76956-19 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
RTU-325T рег.№ 44626-10 УССВ-2 рег. № 54074-13 РСТВ-01 рег. № 40586-12 |
|
10 |
ВЛ 110 кВ Абалаковская -Пировская I цепь с отпайкой на ПС Троица(С-625) |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 61432-15 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 77076-19 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
|
11 |
ВЛ 110 кВ Абалаковская -Пировская II цепь с отпайкой на ПС Троица(С-626) |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 61432-15 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
|
12 |
ВЛ 110 кВ Абалаковская - КЭЗ I цепь (С-627) |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 61432-15 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
|
13 |
ВЛ 110 кВ Абалаковская - КЭЗ II цепь (С-628) |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 61432-15 |
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 77076-19 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
|
18 |
Ф. 1-03 |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2473-69 |
НТМИ-10-66УЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
19 |
Ф. 1-04 |
ТОЛ-10-I кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 15128-07 |
НТМИ-10-66УЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
20 |
Ф. 1-05 |
ТЛК-СТ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 58720-14 |
НТМИ-10-66УЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
21 |
Ф. 1-06 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 25433-11 |
НТМИ-10-66УЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
22 |
Ф. 1-10 |
ТОЛ-10 УТ2 кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 6009-77 |
НТМИ-10-66УЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
23 |
Ф. 1-12 |
ТОЛ-10 УТ2 кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 6009-77 |
НТМИ-10-66УЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
RTU-325T рег.№ 44626-10 УССВ-2 рег. № 54074-13 РСТВ-01 рег. № 40586-12 |
|
24 |
Ф. 1-13 |
ТОЛ-10-I кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 15128-07 |
НТМИ-10-66УЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
25 |
Ф. 1-14 |
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 1276-59 |
НТМИ-10-66УЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
26 |
Ф. 1-15 |
ТОЛ-10 УТ2 кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 6009-77 |
НТМИ-10-66УЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
27 |
Ф. 1-17 |
ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 1856-63 |
НТМИ-10-66УЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
Примечания
| |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм<1 20 % |
I20 %<1изм<1100% |
I100 %<1изм<1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 - 7, 10 - 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,1 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
2,1 |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
8, 9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) |
1,0 |
1,1 |
0,8 |
0,7 | |
|
0,8 |
1,4 |
1,0 |
0,9 | ||
|
0,5 |
2,3 |
1,6 |
1,4 | ||
|
18, 19, 22 - 27 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
0,9 | |
|
0,8 |
2,8 |
1,6 |
1,2 | ||
|
0,5 |
5,4 |
2,9 |
2,2 | ||
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
20, 21 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
2,5 |
1,6 |
1,2 |
1,2 | |
|
0,5 |
4,8 |
3,0 |
2,2 |
2,2 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 о/о^зм^т0/» |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
5 - 7, 10 - 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,3 |
1,6 |
1,3 |
1,3 |
|
0,5 |
1,6 |
1,2 |
1,0 |
0,9 | |
|
8, 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
2,1 |
1,4 |
1,3 |
|
0,5 |
- |
1,5 |
1,0 |
0,9 | |
|
18, 19, 22 - 27 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,4 |
2,4 |
1,9 |
|
0,5 |
- |
2,5 |
1,5 |
1,2 | |
|
20, 21 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,0 |
2,5 |
1,9 |
1,9 |
|
0,5 |
2,4 |
1,5 |
1,2 |
1,2 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<IиЗM<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
5 - 7, 10 - 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
1,5 |
1,2 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
2,2 |
1,8 |
1,6 |
1,6 | |
|
8, 9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,2 |
1,0 |
0,9 |
|
0,8 |
- |
1,5 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
- |
2,4 |
1,7 |
1,6 | |
|
18, 19, 22 - 27 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,4 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
20, 21 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
1,0 |
|
0,8 |
2,6 |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
0,5 |
4,8 |
3,0 |
2,3 |
2,3 | |
|
Номер ИК |
COSф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
12% < I изм< I 5 % |
15 %<1 изм<1 20 % |
120 %<1иЗм<1100% |
1100 %<1изм<1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 - 7, 10 - 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,9 |
1,9 |
1,5 |
1,4 |
|
0,5 |
2,2 |
1,5 |
1,2 |
1,2 | |
|
8, 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
2,3 |
1,6 |
1,4 |
|
0,5 |
- |
1,7 |
1,2 |
1,2 | |
|
18, 19, 22 - 27 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,6 |
2,8 |
2,3 |
|
0,5 |
- |
2,8 |
1,9 |
1,7 | |
|
20, 21 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,2 |
2,9 |
2,3 |
2,3 |
|
0,5 |
2,7 |
2,0 |
1,7 |
1,7 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с | |||||
|
Примечания
| |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети:
температура окружающей среды, °C:
ГОСТ Р 52425-2005 ГОСТ 26035-83 |
от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети:
|
от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 |
|
1 |
2 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от +10 до +30 |
|
- для УСПД |
от +10 до +30 |
|
- для сервера, УССВ |
от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД RTU-325^ - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
55000 |
|
радиосервер точного времени РСТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
устройство синхронизации системного времени УССВ-2: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
74500 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее |
45 |
|
при отключенном питании, лет, не менее |
3 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 |
21 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ-10 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 УТ2 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ 110-57 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66УЗ |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа А1800 |
19 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325Т |
1 шт. |
|
Радиосервер точного времени |
РСТВ-01 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 шт. |
|
Формуляр |
АУВП.411711.ФСК.РИК.028.08ФО |
1 экз. |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Абалаковская», аттестованном ФБУ «Ростест-Москва», аттестат аккредитации RA.RU.311703 от 01.06.2016.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Абалаковская
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
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)
ПРИКАЗ
№ 1598
02 августа 2021 г.
Москва
О внесении изменений в сведения об утвержденном типе средств измерений
Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденного приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346 «Об утверждении Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений», приказываю:
-
1. Внести изменения в сведения об утвержденном типе средств измерений в части конструктивных изменений, не влияющих на его метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.
-
2. Утвердить измененное описание типа средств измерений, прилагаемое к настоящему приказу.
-
3. ФГУП «ВНИИМС» внести сведения об утвержденном типе средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.
-
4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.
г \
Руководитель
Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
А.П.Шалаев
СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП
Сертификат: 0288B287OOA0AC3E9843FA50B54F4O6F4C Кому выдан: Шалаев Антон Павлович
Действителен: с 29.12.2020 до 29.12.2021