Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волжская ТГК" - ПОК
Номер в ГРСИ РФ: | 58059-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Техносоюз", г.Москва |
58059-14: Описание типа СИ | Скачать | 112.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» - ПОК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 58059-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волжская ТГК" - ПОК |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1238 п. 33 от 05.08.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "Техносоюз", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 58059-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
58059-14: Описание типа СИ | Скачать | 112.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» - ПОК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, 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 (ИВК) включает в себя сервер ИВК, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-3 (Зав. № 0075), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК№№ 1-7 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на шкаф связи, откуда сигнал посредством ЛВС ОАО «Волжская ТГК» поступает на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК№ 8-10, 12 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-коммуникаторы С-1.02, далее по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК№ 11 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на шкаф связи с GSM-коммуникатором С-1.02, далее по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-3, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3. Предел допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) составляет не более 0,0001 с. Часы сервера синхронизированы с часами УСВ-3, синхронизация осуществляется один раз в час вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера производится каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков осуществляется независимо от наличия расхождений.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ». ПО «Пирамида 2000» выполняет функцию сбора данных в системе. Функции обработки, хранения и передачи данных в энергосбытовую компанию выполняет ПО «Энфорс АСКУЭ». ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000». Программы, входящие в состав ПО «Пирамида 2000» и «Эн-форс АСКУЭ», указаны в таблице 1.
Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Пирамида 2000» | ||||
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219 065d63da949114 dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb1 7c83f7b0f6d4a13 2f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b1 56a0fdc27e1ca48 0ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799 bb3ccea41b548d 2c83 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b73726 1328cd77805bd1 ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e6 6494521f63d00b 0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf40 55bb2a4d3fe1f8f 48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3f d3215049af1fd97 9f |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cd c23ecd814c4eb7c a09 |
MD5 |
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e 2884f5b356a1d1 e75 |
MD5 |
ПО «Энфорс АСКУЭ» | ||||
Модуль расчета вычисляемых показателей |
CalcFormula.exe |
2.2.1.20 |
ced70f330d11fd 08bdfe91f4f729 386e |
MD5 |
Модуль формирования макетов XML 80020 |
M80020.exe |
2.3.0.12 |
ce7bb2858a21d ff28b925816a3a 1dda0 |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
ПО «Энфорс АСКУЭ» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПП-022-1224 от 02 сентября 2013 года, выданное АНО «МИЦ».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические
характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» - ПОК и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВК |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПОК РП-57 6/0,4 кВ, ЗРУ-6кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 47, ф. 61 |
ТВЛМ-10 1500/5 Кл.т.0,5 Зав. № 98252 Зав.№ 45315 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 11039 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0804142865 |
IBM System x3650 M2 Зав.№ KD11Z7F |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,9 |
2 |
ПОК РП-57 6/0,4 кВ, РУСН-6кВ, 5 с.ш. 6 кВ, яч. 98, ф.58 |
ТОЛ-10 600/5 Кл.т.0,5 Зав. №27412 Зав.№ 10693 |
НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав.№ 591 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0801142423 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,8 | |
3 |
ПОК РП-57 6/0,4 кВ, ЗРУ-6кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 6, ф.56 |
ТВЛМ-10 1000/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 45466 Зав.№ 45529 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 3304 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0804142837 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,9 | |
4 |
ПОК РП-57 6/0,4 кВ, ЗРУ-6кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 22, ф.13 |
ТВЛМ-10 1000/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 45524 Зав. № 45525 |
НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав.№ 825 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0804142879 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,8 | |
5 |
ПОК РП-57 6/0,4 кВ, ЗРУ-6кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 65, ф.28 |
ТВЛМ-10 1000/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 84905 Зав.№ 48253 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 00808 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0804142854 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,9 | |
6 |
ПОК РП-57 6/0,4 кВ, РУСН-6кВ, 6 с.ш. 6 кВ, яч. 113, ф.6 |
ТЛК-10-6У3 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 6336 Зав.№ 6321 |
НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав.№ 3372 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0103074033 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 2,9 ± 4,7 | |
7 |
ПОК РП-57 6/0,4 кВ, сборка резервного питания РУСН-6кВ, с.ш. 6 кВ, яч. 100 |
ТЛК-10-6У3 1500/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 4801 Зав.№ 4717 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав.№ 2616100000001 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0107080321 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 | |
8 |
ПОК РУ-3 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, п. 4, ф. ООО "ГСК-172" |
ТОП-0,66 100/5 Кл.т. 0,2S Зав.№2095166 Зав.№ 2095167 Зав.№ 2095165 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№0606120685 |
Активная Реактивная |
± 0,7 ± 1,3 |
± 2,4 ± 4,4 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 |
ПОК РУ-2 0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, п. 6, ф. ООО "Электрон-авто" |
Т-0,66 М У3 300/5 Кл.т. 0,5S Зав.№ 701657 Зав.№ 701663 Зав.№ 701660 |
_ |
ПСЧ-3АРТ.07.132.4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06004792 |
IBM System x3650 M2 Зав.№ KD11Z7F |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,1 |
± 3,5 ± 5,9 |
10 |
ПОК РУ-2 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, п. 28, ф. СОООО "Всероссийское общество автомобилистов" |
ТОП-0,66 50/5 Кл.т. 0,2S Зав.№ 2095164 Зав.№ 2095161 Зав.№ 2095160 |
_ |
ПСЧ-3АРТ.07.132.4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 06004793 |
Активная Реактивная |
± 0,7 ± 1,3 |
± 2,4 ± 4,4 | |
11 |
ПОК ВрУ-1 0,4 кВ ОАО "СМАРТС", с.ш. 0,4 кВ, ф. СМАРТС |
Т-0,66 У3 50/5 Кл.т. 0,5S Зав.№ 053427 Зав.№ 053494 Зав.№ 053547 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0609125037 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,1 |
± 3,5 ± 5,9 | |
12 |
ПОК РУ-1 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, п. 19, ф. ООО "Средневолжская газовая компания" |
Т-0,66 У3 50/5 Кл.т. 0,5S Зав.№ 062835 Зав.№ 062831 Зав.№ 062840 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0607123038 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,1 |
± 3,5 ± 5,9 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0(0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40 °С до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 25 °С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 °С до плюс 40 °С.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК и УСВ-3 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик ПСЧ-3АРТ-07 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 88 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 часа
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера ИВК
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- сервера ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не
менее 5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» - ПОК типографским способом.
Комплектность
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 компонента |
Тип компонента |
№ Госреестра |
Количество |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
1856-63 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
7069-79 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТЛК-10-5,6 |
9143-01 |
4 |
Трансформаторы тока опорные |
ТОП-0,66 |
15174-06 |
6 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
Т-0,66 М У3/П |
50733-12 |
3 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
22656-07 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
16687-07 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
5 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
3 |
Счетчики электрической энергии трехфазные |
ПСЧ-3АРТ.07 |
36698-08 |
2 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
51644-12 |
1 |
Наименование компонента |
Тип компонента |
№ Госреестра |
Количество |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58059-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» -ПОК. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - осуществляется по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- счетчик ПСЧ-3АРТ.07 - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.147РЭ1 (Счетчики электрической энергии трехфазные статические ПСЧ-3АРТ.07 Руководство по эксплуатации Приложение Г Методика поверки), являющейся приложением в руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.147РЭ и согласованным с руководителем ГСИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;
- устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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 счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» - ПОК для оптового рынка электроэнергии», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» - ПОК
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.