| Номер в госреестре | 54056-13 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Кузбасская" |
| Изготовитель | ООО "Некон-Энерго", г.Кемерово |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Кузбасская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации в целях коммерческого учета электрической энергии, преобразуемой и распределяемой в сети электропередачи МЭС Сибири - филиала ОАО «ФСК ЕЭС».
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии, по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе RTU-325 (Зав.№ 005922) (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени УССВ (Зав. № 001149) и программное обеспечение (далее - ПО).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора данных (СД) ЦСОД МЭС Сибири и сервер баз данных ОАО «ФСК ЕЭС» ЦСОД ИА, расположенный в г. Москве, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД RTU-325, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление
и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы через GSM-сеть. При отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован посредством спутниковой связи.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации от ИВК в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УССВ, синхронизирующего собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы УСПД синхронизированы по времени часов приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±1 с. УСПД осуществляет коррекцию часов сервера и счетчиков. Сличение часов сервера с часами УСПД осуществляется каждые 30 мин, и корректировка часов выполняется при расхождении часов сервера и УСПД ±2 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с, но не реже 1 раза в сутки. Время задержки в каналах связи составляет не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
В АИИС КУЭ ПС 500 кВ Кузбасская используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Альфа-ЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «Аль-фаЦЕНТР» | Программа-планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | v. 12.01.01.01 | 6a6fb014f69ccc96 3f4c59449fd933a9 | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | amrc.exe | ff7904bc8feadbe5 66aed283a063cdd 7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «Аль-фаЦЕНТР» | Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | v. 12.01.01.01 | 73e5ec4ad16ec49 67b361946e0aeaa cc | MD5 |
| Драйвер работы с БД | cdbora2.dll | 1285eec8e0179fcf 3b44645747eb605 6 | |||
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 0939ce05295fbcb bba400eeae8d057 2c | |||
| Библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e3444 4170eee9317d635 cd |
ПО в составе измерительно-вычислительного комплекса «АльфаЦЕНТР» внесено в Госреестр СИ РФ под № 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электрической энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электрической энергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Кузбасская» и их основные метрологические характеристики_
| Номер точки измерений на однолинейной схеме | Наименование объекта | Состав измерительных каналов | УСПД | Вид элек- триче- ской энергии | Метрологические характеристики ИК | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
| i | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ВЛ 500 кВ Беловская ГРЭС -Кузбасская | IOSK 550 Кл.т. 0,2S 3000/1 Зав. № 2101740 Зав. № 2101746 Зав. № 2101747 | ТЕМР 550 Кл.т. 0,2 500000:^3/ 100:^3 Зав. № Т100329-08 Зав. № Т100329-07 Зав. № Т100329-05 | А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01226963 | RTU-325 Зав. №005922 | Актив ная Реак тивная | ± 0,6 ± 1,1 | ± 1,5 ± 2,5 |
| 2 | ВЛ 500 кВ Кузбасская -Новокузнецкая | IOSK 550 Кл.т. 0,2S 3000/1 Зав. № 2101745 Зав. № 2101739 Зав. № 2101749 | ТЕМР 550 Кл.т. 0,2 500000:^3/ 100:^3 Зав. № Т100330-06 Зав. № Т100330-01 Зав. № Т100330-03 | А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01226959 | Актив ная Реак тивная | ± 0,6 ± 1,1 | ± 1,5 ± 2,5 | |
| 3 | АТ-1 ст. 500 кВ | IOSK 550 Кл.т. 0,2 3000/1 Зав. № 2113776 Зав. № 2113775 Зав. № 2113770 | ТЕМР 550 Кл.т. 0,2 500000:^3/ 100:^3 Зав. № Т100330-02 Зав. № Т100330-04 Зав. № Т100330-05 | А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01226957 | Актив ная Реак тивная | ± 0,6 ± 1,3 | ± 1,4 ± 2,5 | |
| 4 | АТ-1 ст. 220 кВ | IOSK 245 Кл.т. 0,2S 3000/1 Зав. № 2101756 Зав. № 2101757 Зав. № 2101758 | НДКМ-220 Кл.т. 0,2 220000:^3/100^3 Зав. № 305 Зав. № 306 Зав. № 307 | А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01226964 | Актив ная Реак тивная | ± 0,6 ± 1,1 | ± 1,5 ± 2,5 | |
| 5 | ВЛ 220 кВ Кузбасская -Новокуз-нецкаяI цепь | IOSK 245 Кл.т. 0,2S 2000/1 Зав. № 2101759 Зав. № 2101760 Зав. № 2101761 | А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01226958 | Актив ная Реак тивная | ± 0,6 ± 1,1 | ± 1,5 ± 2,5 | ||
| 6 | ВЛ 220 кВ Кузбасская -Ускатская I цепь | IOSK 245 Кл.т. 0,2S 2000/1 Зав. № 2101774 Зав. № 2101775 Зав. № 2101776 | А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01226961 | Актив ная Реак тивная | ± 0,6 ± 1,1 | ± 1,5 ± 2,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 7 | ВЛ 220 кВ Кузбасская -ЗСМК I цепь | IOSK 245 Кл.т. 0,2S 2000/1 Зав. № 2101765 Зав. № 2101766 Зав. № 2101767 | НДКМ-220 Кл.т. 0,2 220000:^3/100^3 Зав. № 305 Зав. № 306 Зав. № 307 | А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01226965 | RTU-325 Зав. №005922 | Актив ная Реак тивная | ± 0,6 ± 1,1 | ± 1,5 ± 2,5 |
| 8 | ВЛ 220 кВ Кузбасская -Новокуз -нецкая II цепь | IOSK 245 Кл.т. 0,2S 2000/1 Зав. № 2101762 Зав. № 2101763 Зав. № 2101764 | НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3 Зав. № 304 Зав. № 156 Зав. № 155 | А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01226966 | Актив ная Реак тивная | ± 0,6 ± 1,1 | ± 1,5 ± 2,5 | |
| 9 | ВЛ 220 кВ Кузбасская -Ускатская II цепь | IOSK 245 Кл.т. 0,2S 2000/1 Зав. № 2101771 Зав. № 2101772 Зав. № 2101773 | А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01226962 | Актив ная Реак тивная | ± 0,6 ± 1,1 | ± 1,5 ± 2,5 | ||
| 10 | ВЛ 220 кВ Кузбасская -ЗСМК II цепь | IOSK 245 Кл.т. 0,2S 2000/1 Зав. № 2101768 Зав. № 2101769 Зав. № 2101770 | А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01226956 | Актив ная Реак тивная | ± 0,6 ± 1,1 | ± 1,5 ± 2,5 | ||
| 11 | В 35 ТСН-5 | ТЛК-35 Кл.т. 0,5S 150/5 Зав. № 34 Зав. № 35 Зав. № 36 | TJP7 Кл.т. 0,5 35000:^3/ 100:^3 Зав. № 1VLT5211005017 Зав. № 1VLT5211005016 Зав. № 1VLT5211005015 | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01223583 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 5,7 | |
| 12 | В-10 АТ-1 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 15213 Зав. № 15214 Зав. № 15215 | ЗНОЛП-10У2 Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:^3 Зав. № 1002767 Зав. № 1002766 Зав. № 1003266 | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01226977 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 5,7 | |
| 13 | В-10 ТСН-1 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 8452 Зав. № 8450 Зав. № 8449 | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01226979 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 5,7 | ||
| 14 | В-10 ТСН-3 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 8567 Зав. № 8566 Зав. № 8451 | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01226978 | Актив ная Реак тивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,4 ± 5,7 | ||
| 15 | ТСН-5 ст. 0,4 кВ | EASK 61.4 Кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 12/179419 Зав. № 12/179420 Зав. № 12/179422 | — | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01223584 | Актив ная Реак тивная | ± 1,0 ± 2,1 | ± 3,3 ± 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 16 | ЩСН-0,4 кВ ТСН-1 | ТСН 8 Кл.т. 0,2S 1200/5 Зав. № 24047 Зав. № 24059 Зав. № 24057 | — | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01221409 | RTU-325 Зав. №005922 | Актив ная Реак тивная | ± 0,7 ± 1,3 | ± 2,2 ± 4,0 |
| 17 | ЩСН-0,4 кВ ТСН-2 | ТСН 8 Кл.т. 0,2S 1200/5 Зав. № 24054 Зав. № 24049 Зав. № 24053 | — | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01221412 | Актив ная Реак тивная | ± 0,7 ± 1,3 | ± 2,2 ± 4,0 | |
| 18 | ЩСН-0,4 кВ ТСН-5 | ТСН 8 Кл.т. 0,2S 1500/5 Зав. № 48855 Зав. № 48854 Зав. № 48853 | — | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01221408 | Актив ная Реак тивная | ± 0,7 ± 1,3 | ± 2,2 ± 4,0 | |
| 19 | ЩСН-0,4 кВ Хоз. нужды | ТС 6 Кл.т. 0,5 250/5 Зав. № 48834 Зав. № 48833 Зав. № 48835 | — | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01226969 | Актив ная Реак тивная | ± 1,0 ± 2,1 | ± 3,2 ± 5,6 | |
| 20 | ЩСН-0,4 кВ Насос-ная-2 | ТС 6 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 48837 Зав. № 48840 Зав. № 48839 | — | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01221411 | Актив ная Реак тивная | ± 1,0 ± 2,1 | ± 3,2 ± 5,6 | |
| 21 | ЩСН-0,4 кВ Насос-ная-1 | ТС 6 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 48836 Зав. № 48838 Зав. № 48841 | — | А1805 RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01226976 | Актив ная Реак тивная | ± 1,0 ± 2,1 | ± 3,2 ± 5,6 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) ин; ток (1,0 + 1,2) !н; cosj = 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 + 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 +
1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электрической энергии Альфа А1800:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) Ы2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 -
1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до плюс 65 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % !ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от
0 °С до + 40 °С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии в режиме измерения активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005;
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ПС 500 кВ «Кузбасская» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 часа;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электрической энергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому каналу и электрической энергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Кузбасская» типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
_Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ_
| Наименование | № Госреестра | Количество |
| Трансформаторы тока типа IOSK | 26510-09 | 30 |
| Трансформаторы тока типа ТЛК-35 | 10573-09 | 3 |
| Трансформаторы тока типа ТЛО-10 | 25433-11 | 3 |
| Трансформаторы тока типа ТОЛ-10-I | 15128-07 | 6 |
| Трансформаторы тока типа EASK | 49019-12 | 3 |
| Трансформаторы тока типа ТСН 8 | 26100-03 | 9 |
| Трансформаторы тока типа ТС 6 | 26100-03 | 9 |
| Трансформатор напряжения типа TEMP 550 | 25474-03 | 9 |
| Трансформатор напряжения типа НДКМ-220 | 38000-08 | 6 |
| Трансформатор напряжения типа TJP7 | 25432-08 | 3 |
| Трансформатор напряжения типа ЗНОЛП-10 | 23544-07 | 3 |
| Счетчик электрической энергии Альфа А1800 | 31857-11 | 21 |
| Устройство сбора и передачи данных RTU-325 | 37288-08 | 1 |
| Методика поверки | — | 1 |
| Формуляр | — | 1 |
| Руководство по эксплуатации | — | 1 |
Осуществляется по документу МП 54056-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Кузбасская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2013 г. Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";
• Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП»;
• Устройство сбора и передачи данных RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯ-ИМ.466.453.005 МП»;
• 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.
Методика измерений изложена в документе "Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 500 кВ «Кузбасская».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Кузбасская»
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.
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 измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»;
МИ 3000-2006 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ПС 500 кВ «Кузбасская».
Осуществление торговли и товарообменных операций.
