Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ) включающие в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), ИВЧ-1 (Госреестр №42462-09), сервер сбора данных (ССД) ИВКЭ Приморская ГРЭС, ССД ИВКЭ Приморья, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» (Госреестр № 46170-10) включает ССД ИВК АИ-ИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания», расположенный в серверной административного корпуса ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» г. Хабаровск, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Для ИИК 1, 2 УСПД один раз в 30 минут производит опрос счётчиков электроэнергии, выполняет обработку и передачу полученной информации в ССД ИВКЭ Приморья.
ССД ИВКЭ Приморья с периодичностью 1 раз в сутки опрашивает УСПД, считывает с него 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета за сутки.
Для ИИК 3, 4, 8, 9 УСПД один раз в 30 минут производит опрос счётчиков электроэнергии, выполняет обработку и передачу полученной информации в ССД ИВК АИИС КУЭ.
Для ИИК 5-7 ССД ИВКЭ Приморская ГРЭС один раз в 30 минут производит опрос счётчиков электроэнергии, считывает с них 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета за сутки и выполняет обработку полученной информации.
ССД ИВК АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» с периодичностью 1 раз в сутки опрашивает УСПД ИИК 3, 4, 8, 9 ССД ИВКЭ Приморья, ССД ИВКЭ Приморская ГРЭС, считывает с них 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета за сутки. Считанные значения записываются в базу данных.
ССД ИВК АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» в автоматическом режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы счетчиков, часы ИВК АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания».
Сравнение показаний часов счетчиков и ИВК АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» происходит с цикличностью один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и ИВК АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, УСПД и ПО ССД АИ-ИС КУЭ.
Программные средства ССД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «EMCOS Corporate», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Модуль | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «EM-COS Corporate» | модуль обеспечения работоспособности всех модулей системы | STControlAp p. exe | 2.1 | 53C59D78962E4D80 C7EDA2C828AE498 C | MD5 |
| модуль, распределяющий ответы драйвера | STDistributor . exe | 824693630D5F29003 B6CBC52120E0FA3 |
| модуль связи с приборами учета | STLink.exe | 98902BD372A6E5F99 AD307CB88D48F08 |
| модуль, организующий сбор данных. | STLine.exe | F5204FC38C929264A 62E5A614B08FA7A |
| модуль для импорта данных | STImport_21. exe | 386072519994785384 3DE75A7266F95A |
| модуль подключения к БД | STDataSnapS erver.exe | 2104BFBA5552413C F4087372C86F367E |
| модуль записи данных в базу данных ORACLE | STStore.exe | AA5E48EE6564C2A6 CE3546E07FF2663C |
| модуль оповещения других модулей о событиях | STAlert.exe | A4768E3BF198E5C0 CFEF01C91ACE0596 |
| модуль обслуживания запросов web-клиентоввходе | STGate.exe | 88F279A034E701E06 9EBB7D2545BE30E |
| модуль, распределяющий ответы драйвера | STDistributor . exe | 824693630D5F29003 B6CBC52120E0FA3 |
ПО «EMCOS Corporate» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительно-информационных комплексов | Вид Электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД, СЕРВЕР ИВКЭ | СЕРВЕР ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | Владивостокская ТЭЦ-2. ВЛ 110кВ "ВТЭЦ-2 - ВТЭЦ-1" | ТВ-ЭК-110-1УХЛ Кл. т. 0,5S 750/5 Зав. № 3522 Зав. № 3528 Зав. № 3527 Гореестр № 39966-10 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 533 Зав. № 523 Зав. № 447 Гореестр № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812093798 Госреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Зав. № 11071860 ССД ИВКЭ Приморья | ССД ИВК АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» | Активная Реактивная |
| 2 | Владивостокская ТЭЦ-2. ВЛ 220кВ "ВТЭЦ-2 - ПС "Зеленый угол" | WIS WI Кл. т. 0,2S 750/1 Зав. № 11/07274 03 Зав. № 11/07274 01 Зав. № 11/07274 02 Госреестр № 37750-08 | НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3 Зав. № 1990 Зав. № 1991 Зав. № 1992 Гореестр № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812093205 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 3 | ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 - НПЗ 1" №1 | ТВ-110-1-5 ХЛ2 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 1940 Зав. № 1942 Зав. № 1943 Госреестр № 46101-10 | НКФА-110-П-УХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 7997 Зав. № 8013 Зав. № 7998 Гореестр № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808110340 Госреестр № 36355-07 | СИКОН С50 Зав. № 08.144 | Активная Реактивная |
| 4 | ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 - НПЗ 2" №2 | ТВ-110-1-5 ХЛ2 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 1941 Зав. № 1944 Зав. № 1945 Госреестр № 46101-10 | НКФА-110-П-УХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 7999 Зав. № 8012 Зав. № 8000 Гореестр № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808110147 Госреестр № 36355-07 | СИКОН С50 Зав. № 08.144 | Активная Реактивная |
| 5 | ВЛ 220 кВ "Приморская ГРЭС -ПС "НПС-38" | SB 0.8 Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 11/ 02 859 09 Зав. № 11/ 02 859 11 Зав. № 11/ 02 859 12 Г осреестр № 20951-08 | DFK-245 Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3 Зав. № 11004471/6 Зав. № 11004471/4 Зав. № 11004471/5 Г ореестр № 23743-02 | ТЕ-851А22Я32- IV11L51- M3K013Z2 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 18450024 Госреестр № 23307-02 | ССД ИВКЭ Приморская ГРЭС | Активная Реактивная |
| 6 | ВЛ 220 кВ "Приморская ГРЭС -ПС "НПС-36" | SB 0.8 Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 11/ 02 859 01 Зав. № 11/ 02 859 02 Зав. № 11/ 02 859 03 Г осреестр № 20951-08 | DFK-245 Кл. т. 0,2 220000:^3/100:^3 Зав. № 11004471/6 Зав. № 11004471/4 Зав. № 11004471/5 Г ореестр № 23743-02 | ТЕ-851А22Я32- IV11L51- M3K013Z2 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 18450042 Госреестр № 23307-02 | Активная Реактивная |
| 7 | РУ СН 6-8Б яч.421 к резервному ТСН ОРУ-500кВ | ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 16147-10 Зав. № 16148-10 Госреестр № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 5839 Гореестр № 11094-87 | ТЕ-851А22Я32- IV11L51- M3K013Z2 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 18450064 Госреестр № 23307-02 | Активная Реактивная |
| 8 | ВЛ 110 кВ «Хабаровская ТЭЦ-3 -ПС РЦ» №3. | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 2652-10 Зав. № 2729-10 Зав. № 2728-10 Г осреестр № 22440-02 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 22612 Зав. № 26321 Зав. № 21735 Г ореестр № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812080376 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С50 Зав. № 08.141 | Активная Реактивная |
| 9 | ВЛ 110 КВ «Хабаровская ТЭЦ-3 -Хабаровский НПЗ» | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 2604-10 Зав. № 2605-10 Зав. № 2606-10 Г осреестр № 22440-02 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 26428 Зав. № 19457 Зав. № 18406 Г осреестр № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812082424 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С50 Зав. № 08.141 | Активная Реактивная |
Таблица 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | COSф | §1(2) %, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1 ТТ-0,58; ТН-0,2; Ch-0,2S | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,5 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,1 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,5 | ±4,7 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 |
| 2, 5, 6 TT-O,2S; ТН-0,2; Ch-0,2S | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 3, 4 ТТ-0,58; ТН-0,5; Ch-0,5S | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| 8, 9 ТТ-0,28; ТН-0,5; Ch-0,2S | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 7 ТТ-0,58; ТН-0,5; Ch-0,2S | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| Пределы допускаемой отн( ческой эне] | осительной погрешности ИИК при измерении реактивной электри-ргии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | созф | 81(2)%, I 2 %— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1 ТТ-0,58; ТН-0,2; Сч-0,5 | 0,9 | ±6,1 | ±3,5 | ±2,4 | ±2,4 |
| 0,8 | ±3,8 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,7 | ±3,1 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,9 |
| 2, 5, 6 ТТ-О^; ТН-0,2; Сч-0,5 | 0,9 | ±2,5 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±1,7 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,7 | ±1,4 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,5 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,6 |
| 3, 4 ТТ-0,58; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | ±6,8 | ±4,1 | ±2,9 | ±2,9 |
| 0,8 | ±4,3 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,3 |
| 8, 9 ТТ-0,28; ТН-0,5; Сч-0,5 | 0,9 | ±2,8 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,8 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 |
| 7 ТТ-0,58; ТН-0,5; Сч-0,5 | 0,9 | ±6,2 | ±3,8 | ±2,8 | ±2,8 |
| 0,8 | ±3,9 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,5 | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 8i(2)%p и 81(2)<%q для cosy=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 3i(2)%oP и 8i(2)%q для cosq<1,0 нормируется от I2%„.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98-Uhom до 1,02-ином;
• сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos <р 0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9-Uhom до 1,1Uhom,
• сила тока от 0,011ном до 1,21ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики для ИИК 1-4, 8 по ГОСТ Р 52323-2005, для ИИК 5-7 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и для ИИК 1-4, 8 по ГОСТ Р 52425-2005, для ИИК 5-7 по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;
• счетчик электроэнергии ТЕ-851 -срок службы 24 года;
• УСПД ЭКОМ 3000 - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;
• УСПД СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД(функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-ИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| № п/п | Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Владивостокская ТЭЦ-2 |
| 1 | Трансформатор тока | ТВ-ЭК-110-1УХЛ | 3 |
| 2 | Трансформатор тока | WIS WI | 3 |
| 3 | Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| 4 | Трансформатор напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 3 |
| 5 | Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| 6 | Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 1 |
| 7 | Контроллер УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Комсомольская ТЭЦ-3 |
| 8 | Трансформатор тока | ТВ-110-1-5 ХЛ2 | 6 |
| 9 | Трансформатор напряжения | НКФА-110-П-УХЛ1 | 6 |
| 10 | Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.02М.02 | 2 |
| 11 | Контроллер УСПД | СИКОН С50 | 1 |
| Приморская ГРЭС |
| 12 | Трансформатор тока | SB 0.8 | 6 |
| 13 | Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 | 2 |
| 14 | Трансформатор напряжения | DFK-245 | 3 |
| 15 | Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| 16 | Счётчик электрической энергии | TE-851A22R32-IV11L51- M3K013Z2 | 3 |
| 17 | Контроллер УСПД | GPS BR-305 | 1 |
| Хабаровская ТЭЦ-3 |
| 18 | Трансформатор тока | ТВГ-110 | 6 |
| 19 | Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 20 | Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.02М.02 | 2 |
| 21 | Контроллер УСПД | СИКОН С50 | 1 |
| 22 | Методика поверки | МП 1293/446-2012 | 1 |
| 23 | Паспорт-формуляр | ТЕ.411711.620.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1293/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в мае 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1 утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- Счетчики типа ТЕ-851 в соответствии с документом МИ 2158-91 «ГСИ. Счетчикиэлек-трической энергии переменного тока электронные. Методика поверки»;
- СИКОН С50 - по методике поверки ВЛСТ.198.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2004 г.;
- ЭКОМ-3000 - по методике поверки ПБКМ.421459.003 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус - 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1093/446-01.00229-2012 от 26 июля 2012 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
