Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ДГК". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ДГК"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 775 п. 27 от 21.09.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 48191
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

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.

Развернуть полное описание