Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Жирекен (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС 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), резервное устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центр сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, ПМЭС, 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 токи и напряжения 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 электронно -цифровой 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 ИВК, принимающее сигналы точного времени от спутниковых навигационных систем. УССВ ИВК обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой РФ координированного времени UTC (SU).
УССВ ИВК выполняет функцию источника точного времени для уровня ИВКЭ. УСПД может быть оснащено собственным резервным устройством синхронизации системного времени, принимающим сигналы точного времени национальной шкалы РФ координированного времени UTC (SU) от спутниковых навигационных систем. Переключение на резервный источник точного времени в УСПД происходит автоматически/вручную при отсутствии связи с УССВ ИВК. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени УСПД и времени национальной шкалы РФ координированного времени UTC (SU) 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 заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения установлен в технической документации АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В 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.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УСПД, УССВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Ввод 110 АТ-1 | ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 | НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 26452-06 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | RTU-325T рег. № 4462610 УССВ-2 рег. № 5407413 |
| 2 | Ввод 110 АТ-2 | ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 | НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 3 | ВЛ 110 кВ Чернышевск-Жирекен (ВЛ-110-69) | ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 | НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 4 | ВЛ 110 кВ Жирекен-Аксеново Зилово (ВЛ-110-70) | ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 59982-15 | НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 26452-06 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ВЛ 110 кВ Жирекен-Карьерная I цепь (ВЛ-110-76) | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2793-71 ТФЗМ 110Б-ГУ кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 26422-04 | НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 26452-06 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-325T рег. № 4462610 УССВ-2 рег. № 5407413 |
| 6 | ВЛ 110 кВ Жирекен-Карьерная II цепь (ВЛ-110-77) | TG кл.т 0,2S Ктт = 100/5 рег. № 75894-19 | НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 7 | ОШСВ 110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 2793-71 | НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 26452-06 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 8 | ф.12 Котельная | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2473-69 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 9 | ф.13 Мерзлотка | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2473-69 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 10 | ф.14 Поселок | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2473-69 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 11 | ф.20 Старый Посёлок | ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 7069-02 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 12 | ф.21 Котельная | ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 7069-79 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 13 | ф.22 Новый Посёлок | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 рег. № 25433-11 | НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
Пр имечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<I 100% | I100 %<Iизм<I 120% |
| 1 - 4 (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 |
| 5, 7 (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 |
| 6 (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 - 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | 1,7 | 0,9 | 0,7 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,4 | 1,0 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,7 | 1,9 |
| 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,7 | 0,9 | 0,7 | 0,7 |
| 0,8 | 2,5 | 1,5 | 1,0 | 1,0 |
| 0,5 | 4,7 | 2,8 | 1,9 | 1,9 |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<I 100% | I100 %<Iизм<I 120% |
| 1 - 4 (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 |
| 5, 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,8 |
| 0,5 | - | 2,6 | 1,5 | 1,2 |
| 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,0 | 1,6 | 1,3 | 1,3 |
| 0,5 | 1,6 | 1,1 | 1,0 | 1,0 |
Лист № 6 Всего листов 11
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, |
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<I 100% | I100 %<Iизм<I 120% |
| 8 - 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,8 | - | 4,3 | 2,2 | 1,6 |
| 0,5 | - | 2,5 | 1,4 | 1,0 |
| 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 0,8 | 4,0 | 2,3 | 1,6 | 1,6 |
| 0,5 | 2,4 | 1,5 | 1,0 | 1,0 |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, |
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<I 100% | I100 %<Iизм<I 120% |
| 1 - 4 (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 |
| 5, 7 (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 |
| 6 (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 - 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,8 | 2,0 |
| 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 2,5 | 1,6 | 1,2 | 1,2 |
| 0,5 | 4,7 | 2,8 | 2,0 | 2,0 |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, |
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<I 100% | I100 %<Iизм<I 120% |
| 1 - 4 (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 |
| 5, 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,5 | 2,5 | 1,9 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,6 | 1,4 |
| 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,4 | 2,1 | 1,9 | 1,9 |
| 0,5 | 2,0 | 1,7 | 1,6 | 1,6 |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<I 100% | I100 Уо^изм^шУо |
| 8 - 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,7 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,5 | 1,2 |
| 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 0,8 | 4,4 | 2,6 | 1,8 | 1,7 |
| 0,5 | 2,8 | 1,7 | 1,2 | 1,2 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Л), с | 5 |
| Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р для cos9=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р и §2%Q для СОБф<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии | от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для сервера, УССВ | от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000 72 |
| УСПД RTU-325T: - средняя наработка на отказ, ч, не менее устройство синхронизации системного времени УССВ-2: - средняя наработка на отказ, ч, не менее радиосервер точного времени РСТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 55000 74500 55000 |
| 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 | 5 |
| 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Госреестр | Кол. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТГМ | 59982-15 | 12 |
| Трансформатор тока измерительные | ТФНД-110М | 2793-71 | 2 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-ГУ | 26422-04 | 1 |
| Трансформатор тока | TG | 75894-19 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-П0Б-ТУ1 | 2793-71 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2473-69 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 7069-02 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 7069-79 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 25433-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ110-83ХЛ1 | 1188-84 | 5 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 26452-06 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 2 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 31857-06 | 11 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 31857-11 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325T | 44626-10 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени (основное) | РСТВ-01 | 40586-12 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени (резервное) | УССВ-2 | 54074-13 | 1 |
| Формуляр | РЭМ-ПТР-2019.С021 -ФО | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Жирекен», аттестованной ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Жирекен
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
84154-21: Методика поверкиСкачать9.9 Мб