Приложение к свидетельству №51387
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Кузбасская»
Назначение средства измерений
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 инфор-
мации в целях коммерческого учета электрической энергии, преобразуемой и распределяемой в
сети электропередачи МЭС Сибири – филиала ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную 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 транс-
форматоры напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и многофункциональные счетчики ак-
тивной и реактивной электрической энергии, по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений ак-
тивной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной элек-
трической 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) (да-лее
– 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 вычисли-
тельной 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 со-
ответствующие 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 пе-
риод 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 зна-
чение 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
Лист № 2
Всего листов 10
и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информа-
ции по подключенным к УСПД устройствам.
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уро-
вень системы через GSM-сеть. При отказе основного канала сервер переключается на резерв-
ный. Резервный канал организован посредством спутниковой связи.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-
ной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-
ние 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 систем-
ного 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 расхож-
дении с временем УСПД ±2 с, но не реже 1 раза в сутки. Время задержки в каналах связи со-
ставляет не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
Наименова-
ние про-
граммного
обеспечения
Наименование про-
граммного модуля
(идентификационное
наименование про-
граммного обеспе-
чения)
Наименование
файла
Номер версии
программного
обеспечения
amrserver.exe
ПО «Аль-
фаЦЕНТР»
amrс.exe
v.12.01.01.01
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 паро-
лями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является ко-
дирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО
Цифровой иден-
тификатор про-
граммного обес-
печения (кон-
трольная сумма
исполняемого
кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора про-
граммного
обеспечения
1
3
4
56
2
Программа-
планировщик опро-
са и передачи дан-
ных
Драйвер ручного
опроса счетчиков и
УСПД
6a6fb014f69ccc96
3f4c59449fd933a9
MD5
ff7904bc8feadbe5
66aed283a063cdd
7
Лист № 3
Всего листов 10
amra.exe
Драйвер работы с
БД
cdbora2.dll
encryptdll.dll
ПО «Аль-
фаЦЕНТР»
alphamess.dll
v.12.01.01.01
MD5
Продолжение Таблицы 1
1
3
4
6
2
Драйвер автомати-
ческого опроса
счетчиков и УСПД
Библиотека шифро-
вания пароля счет-
чиков
Библиотека сооб-
щений планиров-
щика опросов
5
73e5ec4ad16ec49
67b361946e0aeaa
cc
1285eec8e0179fcf
3b44645747eb605
6
0939ce05295fbcb
bba400eeae8d057
2c
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 энер-
гии, 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 элек-
трической энергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов пере-
дачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электро-
счетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические характе-
ристики 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.
Лист № 4
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов
Номер точки измерений
на однолинейной схеме
1
ВЛ 500 кВ
Беловская
ГРЭС -
Кузбас-
ская
IOSK 550
Кл.т. 0,2S
3000/1
Зав. № 2101740
Зав. № 2101746
Зав. № 2101747
2
ВЛ 500 кВ
Кузбас-
ская –
Новокуз-
нецкая
IOSK 550
Кл.т. 0,2S
3000/1
Зав. № 2101745
Зав. № 2101739
Зав. № 2101749
3
АТ-1 ст.
500 кВ
IOSK 550
Кл.т. 0,2
3000/1
Зав. № 2113776
Зав. № 2113775
Зав. № 2113770
4
АТ-1 ст.
220 кВ
5
6
ВЛ 220 кВ
Кузбас-
ская –
Ускатская
I цепь
НДКМ-220
Кл.т. 0,2
220000:√3/100√3
Зав. № 305
Зав. № 306
Зав. № 307
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таб-
лице 2
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Кузбасская» и их
основные метрологические характеристики
Метрологические
характеристики ИК
Наимено-
вание объ-
екта
ТТ
УСПД
ТНСчетчик
Вид
элек-
Погреш-
триче-
Основная ность в
ской
погреш- рабочих
энергии
ность, % условиях,
%
1
2
3
6789
100:√3
А1802
RALXQ-
Зав. №
01226963
Актив-
ная± 0,6± 1,5
Реак-± 1,1± 2,5
тивная
100:√3
А1802
RALXQ-
Зав. №
01226959
Актив-
ная± 0,6± 1,5
Реак-± 1,1± 2,5
тивная
100:√3
А1802
RALXQ-
45
ТЕМР 550
Кл.т. 0,2
500000:√3/
P4GB-DW-4
Зав. № Т100329-08
Кл.т.
0,2S/0,5
Зав. № Т100329-07
Зав. № Т100329-05
ТЕМР 550
Кл.т. 0,2
500000:√3/
P
4GB-
D
W
-
4
Зав. № Т100330-06
Кл.т. 0,2S
/
0,5
Зав. № Т100330-01
Зав. № Т100330-03
ТЕМР 550
Кл.т. 0,2
500000:√3/
P4GB-DW-4
Зав. № Т100330-02
Кл.т. 0,2S
/
0,5
Зав. № Т100330-04
Зав. № Т100330-05
Зав. №
01226957
Актив-
ная± 0,6± 1,4
Актив-
ная± 0,6± 1,5
Реак-± 1,1± 2,5
тивная
ВЛ 220 кВ
Кузбас-
ская –
Новокуз-
нецкая I
цепь
Актив-
ная± 0,6± 1,5
Реак-± 1,1± 2,5
тивная
IOSK 245
Кл.т. 0,2S
3000/1
Зав. № 2101756
Зав. № 2101757
Зав. № 2101758
IOSK 245
Кл.т. 0,2S
2000/1
Зав. № 2101759
Зав. № 2101760
Зав. № 2101761
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. №
01226964
А1802
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01226958
А1802
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01226961
RTU-325Реак-± 1,3± 2,5
Зав. тивная
№005922
Актив-
ная± 0,6± 1,5
Реак-± 1,1± 2,5
тивная
Лист № 5
Всего листов 10
7
ВЛ 220 кВ
Кузбас-
ская –
ЗСМК I
цепь
8
9
ВЛ 220 кВ
Кузбас-
ская –
Ускатская
II цепь
10
ВЛ 220 кВ
Кузбас-
ская –
ЗСМК II
цепь
НДКМ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2
220000:√3/100:√3
Зав. № 304
Зав. № 156
Зав. № 155
11
В 35
ТСН-5
ТЛК-35
Кл.т. 0,5S
150/5
Зав. № 34
Зав. № 35
Зав. № 36
А1805
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01223583
12
В-10 АТ-1
13
В-10
ТСН-1
14
В-10
ТСН-3
ЗНОЛП-10У2
Кл.т. 0,5
10000:√3/ 100:√3
Зав. № 1002767
Зав. № 1002766
Зав. № 1003266
15
ТСН-5 ст.
0,4 кВ
&fraq34;
Продолжение Таблицы 2
1
2
6789
4
НДКМ-220
Кл.т. 0,2
220000:√3/100√3
Зав. № 305
Зав. № 306
Зав. № 307
Актив-
ная± 0,6± 1,5
Реак-± 1,1± 2,5
тивная
ВЛ 220 кВ
Кузбас-
ская –
Новокуз-
нецкая II
цепь
Актив-
ная± 0,6± 1,5
Реак-± 1,1± 2,5
тивная
Актив-
ная± 0,6± 1,5
Реак-± 1,1± 2,5
тивная
3
IOSK 245
Кл.т. 0,2S
2000/1
Зав. № 2101765
Зав. № 2101766
Зав. № 2101767
IOSK 245
Кл.т. 0,2S
2000/1
Зав. № 2101762
Зав. № 2101763
Зав. № 2101764
IOSK 245
Кл.т. 0,2S
2000/1
Зав. № 2101771
Зав. № 2101772
Зав. № 2101773
IOSK 245
Кл.т. 0,2S
2000/1
Зав. № 2101768
Зав. № 2101769
Зав. № 2101770
5
А1802
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01226965
А1802
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01226966
А1802
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01226962
А1802
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01226956
Актив-
ная± 0,6± 1,5
Реак-± 1,1± 2,5
тивная
TJP7
Кл.т. 0,5
35000:√3/ 100:√3
Зав. №
1VLT5211005017
Зав. №
1VLT5211005016
Зав. №
1VLT5211005015
Актив-
ная± 1,3± 3,4
Реак-± 2,5± 5,7
тивная
Актив-
ная± 1,3± 3,4
Реак-± 2,5± 5,7
тивная
Актив-
ная± 1,3± 3,4
Реак-± 2,5± 5,7
тивная
ТЛО-10
Кл.т. 0,5S
600/5
Зав. № 15213
Зав. № 15214
Зав. № 15215
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5S
200/5
Зав. № 8452
Зав. № 8450
Зав. № 8449
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5S
200/5
Зав. № 8567
Зав. № 8566
Зав. № 8451
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. №
01226977
А1805
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01226979
А1805
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01226978
А1805
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01223584
Актив-
RTU-325ная± 1,3± 3,4
Зав.
№005922 Реак-± 2,5± 5,7
тивная
Актив-
ная± 1,0± 3,3
Реак-± 2,1± 5,6
тивная
Лист № 6
Всего листов 10
16
ЩСН-0,4
кВ ТСН-1
&fraq34;
17
ЩСН-0,4
кВ ТСН-2
&fraq34;
18
ЩСН-0,4
кВ ТСН-5
&fraq34;
19
ЩСН-0,4
кВ Хоз.
нужды
&fraq34;
20
ЩСН-0,4
кВ Насос-
ная-2
&fraq34;
21
ЩСН-0,4
кВ Насос-
ная-1
&fraq34;
Продолжение Таблицы 2
1
2
4
6789
Актив-
ная± 0,7± 2,2
Реак-± 1,3± 4,0
тивная
Актив-
ная± 0,7± 2,2
Реак-± 1,3± 4,0
тивная
Актив-
ная± 0,7± 2,2
Реак-± 2,1± 5,6
тивная
Актив-
ная± 1,0± 3,2
Реак-± 2,1± 5,6
тивная
3
ТСН 8
Кл.т. 0,2S
1200/5
Зав. № 24047
Зав. № 24059
Зав. № 24057
ТСН 8
Кл.т. 0,2S
1200/5
Зав. № 24054
Зав. № 24049
Зав. № 24053
ТСН 8
Кл.т. 0,2S
1500/5
Зав. № 48855
Зав. № 48854
Зав. № 48853
ТС 6
Кл.т. 0,5
250/5
Зав. № 48834
Зав. № 48833
Зав. № 48835
ТС 6
Кл.т. 0,5
400/5
Зав. № 48837
Зав. № 48840
Зав. № 48839
ТС 6
Кл.т. 0,5
400/5
Зав. № 48836
Зав. № 48838
Зав. № 48841
5
А1805
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01221409
А1805
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01221412
А1805
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01221408
А1805
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01226969
А1805
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01221411
А1805
RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №
01226976
Реак-± 1,3± 4,0
RTU-325 тивная
Зав.
№005922
А
ктив-
ная± 1,0± 3,2
Актив-
ная± 1,0± 3,2
Реак-± 2,1± 5,6
тивная
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) Uн; ток (1,0 ÷ 1,2) Iн; cos
j
= 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) Uн
1
; диапазон
силы первичного тока - (0,02 ÷ 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 ÷
1,0 (0,87 ÷ 0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
Лист № 7
Всего листов 10
- для счетчиков электрической энергии Альфа А1800:
– параметры сети:
диапазон вторичного напряжения -
(0,9 ÷ 1,1) Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока - (0,02 ÷ 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 ÷
1,0 (0,87 ÷ 0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 65 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность
в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % Iном, cos
j
= 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 tв = 2 ч;
–
УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, сред-
нее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-
ка бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации–участники оптового рынка электрической энергии с помощью элек-
тронной 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;
Лист № 8
Всего листов 10
– 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
Знак утверждения типа наносится
на
титульные
листы эксплуатационной документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Кузбасская» типографским способом.
Комплектность средства измерений
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№ ГосреестраКоличество
Трансформаторы тока типа IOSK
Трансформаторы тока типа ТЛК-35
Трансформаторы тока типа ТЛО-10
Трансформаторы тока типа ТОЛ-10-I
Трансформаторы тока типа EASK
Трансформаторы тока типа ТСН 8
Трансформаторы тока типа ТС 6
Трансформатор напряжения типа TEMP 550
Трансформатор напряжения типа НДКМ-220
Трансформатор напряжения типа TJP7
Трансформатор напряжения типа ЗНОЛП-10
Счетчик электрической энергии Альфа А1800
Устройство сбора и передачи данных RTU-325
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
26510-09 30
10573-09 3
25433-11 3
15128-07 6
49019-12 3
26100-03 9
26100-03 9
25474-03 9
38000-08 6
25432-08 3
23544-07 3
31857-11 21
37288-08 1
—1
—1
—1
Лист № 9
Всего листов 10
Поверка
Осуществляется по документу МП 54056-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Кузбас-
ская». 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. Трансформа-
торы 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 си-
стемы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
·
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счет-
чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе "Руководство по эксплуатации системы ав-
томатизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энер-
гии ПС 500 кВ «Кузбасская».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-
тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энер-
гии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Кузбасская»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные 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 информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
«Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета ПС 500 кВ «Кузбасская».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Лист № 10
Всего листов 10
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью ООО «Некон-Энерго»
(ООО «Некон-Энерго»)
Юридический адрес: 650000, г. Кемерово, ул. Карболитовская 1/1, оф. 201
Почтовый адрес: 650000, г. Кемерово, пр. Ленина 35б, 1 этаж
Тел.: (3842) 65-72-77, 65-72-78
Факс: (3842) 65-72-79
ИНН/КПП 4205082146/420501001
e-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт» (ООО «Энергостандарт»)
Юридический адрес: 123056, г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42
Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д. 11/10, строение 4, 2 этаж
Тел.: 8 (985) 99-22-781
Испытательный trial
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495)437-55-77
Аттестат аккредитации государственного центра испытаний № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.