Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тюменской ТЭЦ-2 филиала ОАО «Фортум» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000 (Госреестр СИ РФ № 17049-09, зав. № 12051144) и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК обеспечивает обработку данных и их архивирование, ведение базы данных для автоматизированных рабочих мест (АРМ). В состав ИВК входит сервер, связь которого с УСПД осуществляется по локальной вычислительной сети (Ethernet) и интерфейсу RS-485.
Информация из ИВК АИИС КУЭ по основному и резервному каналам связи передается в ОАО «Фортум», а от туда, подписанная ЭЦП - в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО-ЕЭС» -Тюменское РДУ, смежным субъектам ОРЭМ по электронной почте в виде XML-файлов.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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.
Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минут. Для счетчиков турбогенераторов ТГ-1, ТГ-2, ТГ-3 и ТГ-4 дополнительно установлено 3 минутное время усреднения для оперативного контроля выработки активной электроэнергии.
Передача информации о результатах измерений и состоянии средств измерений (журналов событий) со счетчиков в УСПД осуществляется каждые 30 мин по запросу УСПД в цифровом виде. Накопленные значения хранятся в 30-минутных архивах УСПД. Архивы
Лист № 2
Всего листов 12 обновляются циклически и обеспечивают энергонезависимое хранение информации как минимум за последние 35 суток. Со счетчиков турбогенераторов дополнительно передаются 3-х минутные интервалы, которые хранятся в 3-х минутных архивах УСПД.
Передача информации из УСПД в сервер ИВК осуществляется по запросу ИВК в цифровом виде. После считывания информации результаты измерений приращений активной и реактивной электроэнергии и записи журналов событий заносятся в базу данных сервера ИВК. Для ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» филиал Тюменское РДУ» и других субъектов ОРЭ в ИВК автоматически формируется и передается коммерческая информация и информация о состоянии средств измерений.
В АИИС КУЭ Тюменской ТЭЦ-2 филиала ОАО «Фортум» синхронизация времени производится от GPS-приемника (глобальная система позиционирования). В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к УСПД ЭКОМ-3000. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - и счетчиков СЭТ-4ТМ.03, подключенных к УСПД. В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с. Сличение времени УСПД со временем УССВ осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УССВ на величину ± 2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УСПД на величину ± 2 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Программное обеспечение
Уровень ИВКЭ содержит программное обеспечение (далее - ПО) «Энергосфера», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля(идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ПК «Энергосфера» v 6.4 | Консоль администратора | adcenter.exe | 6.4.63.1087 | ac70f791fbddabb29 Ь5а4023с4с84сЬ8 | MD5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ПК «Энергосфера» v 6.4 | Редактор расчетных схем | AdmTool.exe | 6.4.160.5842 | b81efa370fc16f8817 2180dd35514531 | MD5 |
Просмотр данных и тестирование ЭКОМ-3000 | archiv.exe | 6.4.7.244 | 0480edeca3e13afae6 57a3d5f202fc59 | MD5 |
Конфигуратор УСПД | config.exe | 6.4.92.1235 | f8dff06bc82b9719df 4dae3ab4f082c3 | MD5 |
АРМ Энергосфера | ControlAge.e xe | 6.4.136.1594 | 34f3e1ae11702f7f42 064bfdb8e28e3b | MD5 |
Электроколлектор | ECollect.exe | 6.4.65.1312 | e8470edd074bcf8f3d 29fb9e4c967a4a | MD5 |
Центр экспорта/ импорта | expimp.exe | 6.4.148.2889 | 1b62a366722afbc78 7e95ffabb7a6bce | MD5 |
Менеджер лицензий | FullCheckPr osoftDongles .exe | 6.4.6.57 | 8797a7a6540a3e643 32b6aea10f5184b | MD5 |
Менеджер программ | SmartRun.ex e | 6.4.65.703 | 0577b31266b4080f9 52df81e66d77d3e | MD5 |
Сервер опроса | PSO.exe | 6.4.82.2220 | 7b38d3d7c0c56938c 4c32bbbb430769d | MD5 |
Анализатор 485 | spy485.exe | 6.4.12.252 | acddcfaa7ef6463237 d69e1dfab4fb94 | MD5 |
Тоннеле-прокладчик | TunnelEcom. exe | 6.4.2.74 | 89a5eebd7abc63e88 C17e079e0d2bda2 | MD5 |
• Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2 нормированы с учетом ПО;
• Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.
Таблица 2. Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК
№ п/п | Наименование объекта | Состав 1-го и 2-го уровня | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
Тюменская ТЭЦ-2 |
1 | Тюменская ТЭЦ-2 1Г | ТШЛ-20 Б1 УЗ 10000/5 Кл. т. 0,2 | ЗНОМ-15-63 15750/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ-3000 Зав. № 12051144 | Активная Реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 2,4 ± 1,7 |
Зав.№ 68 Зав.№ 123 Зав.№ 73 | Зав.№ 56263 Зав.№ 52276 Зав.№ 52247 | Зав.№ 0109057037 |
2 | Тюменская ТЭЦ-2 2Г | ТШ-20 УХЛЗ 10000/5 Кл. т. 0,2 | ЗНОМ-15-63 15750/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 2,4 ± 1,7 |
Зав.№ 109 Зав.№ 20 Зав.№ 19 | Зав.№ 55332 Зав.№ 55060 Зав.№ 55073 | Зав.№ 0109056082 |
3 | Тюменская ТЭЦ-2 3Г | ТШ-20 УХЛЗ, 10000/5 Кл. т. 0,2 | ЗНОМ-15-63, 15750/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 2,4 ± 1,7 |
Зав.№ 87 Зав.№ 186 Зав.№ 15 | Зав.№ 56264 Зав.№ 56254 Зав.№ 53769 | Зав.№ 0109056233 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
4 | Тюменская ТЭЦ-2 4Г | ТШ-20 УХЛЗ, 10000/5 Кл. т. 0,2 | ЗНОМ-15 63, 15750/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ-3000 Зав. № 12051144 | Активная Реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 2,4 ± 1,7 |
Зав.№ 161 Зав.№ 549 Зав.№ 167 | Зав.№ 58716 Зав.№ 58723 Зав.№ 56500 | Зав.№ 0109057002 |
5 | ВЛ-220 кВ Г олышманово | ТФЗМ-220 Б-IV ХЛ1, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-220-58 220000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 878 Зав.№ 337 Зав.№ 1076 | Зав.№ 32922 Зав.№ 33005 Зав.№ 32942 | Зав.№ 0109056244 |
6 | ВЛ-220 кВ Княжево | ТВ-220-1, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-220-58, 220000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 3659-1 Зав.№ 3659-2 Зав.№ 3659-3 | Зав.№ 32922 Зав.№ 33005 Зав.№ 32942 | Зав.№ 0110051105 |
7 | ВЛ-220 кВ Тюмень-1 | ТВ-220-1, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-220-58, 220000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 3655-1 Зав.№ 3656-1 Зав.№ 3655-3 | Зав.№ 32922 Зав.№ 33005 Зав.№ 32942 | Зав.№ 0111050135 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
8 | ВЛ-220 кВ Заводоуковск | ТФЗМ-220 Б-IV ХЛ1, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-220-58, 220000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ-3000 Зав. № 12051144 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 5588 Зав.№ 5594 Зав.№ 5595 | Зав.№ 33013 Зав.№ 32891 Зав.№ 32890 | Зав.№ 0109051061 |
9 | ВЛ-220 кВ Ожогино | ТВ-220-1, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-220-58, 220000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 3654-1 Зав.№ 3654-2 Зав.№ 3654-3 | Зав.№ 33013 Зав.№ 32891 Зав.№ 32890 | Зав.№ 0109057010 |
10 | ВЛ-220 кВ Тюмень-2 | ТВ-220-1, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-220-58, 220000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 3653-1 Зав.№ 3653-2 Зав.№ 3653-3 | Зав.№ 33013 Зав.№ 32891 Зав.№ 32890 | Зав.№ 0109052119 |
11 | ВЛ-110 кВ Княжево | ТВ-110-2, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-110-57-У1 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 4927А Зав.№ 4927В Зав.№ 4927С | Зав.№ 27224 Зав.№ 27143 Зав.№ 27357 | Зав.№ 0109052174 |
12 | ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1-1 | ТВ-110-2, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-110-57-У1, 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 4926А Зав.№ 4926В Зав.№ 4926С | Зав.№ 27224 Зав.№ 27143 Зав.№ 27357 | Зав.№ 0109052143 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
13 | ВЛ-110 кВ Приозерная | ТВ-110-2, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-110-57-У1, 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ-3000 Зав. № 12051144 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 4928А Зав.№ 4928В Зав.№ 4928С | Зав.№ 27221 Зав.№ 27209 Зав.№ 27241 | Зав.№ 0109057078 |
14 | ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1-2 | ТВ-110-2, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-110-57-У1, 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 4921А Зав.№ 4921B Зав.№ 4921С | Зав.№ 27221 Зав.№ 27209 Зав.№ 27241 | Зав.№ 0109056065 |
15 | ОВ-220 кВ | ТВ-220-1, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-220-58, 220000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 3687-3 Зав.№ 3687-2 Зав.№ 3687-1 | Зав.№ 32922/33013 Зав.№ 33005/32891 Зав.№ 32942/32890 | Зав.№ 0109056213 |
16 | ОВ-110 кВ | ТВ-110-2, 1000/5 Кл. т. 0,5 | НКФ-110-57-У1, 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,3 | ± 5,5 ± 2,7 |
Зав.№ 5115А Зав.№ 5115В Зав.№ 5115С | Зав.№ 27224/27221 Зав.№ 27143/27209 Зав.№ 27357/27241 | Зав.№ 0109052221 |
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (этф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 30 °С .;
2. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н;
диапазон коэффициента мощности cosф ($тф) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до
50 °С; счетчиков: (23±2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф (зтф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до 50°;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф (зтф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа
4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ Тюменской ТЭЦ-2 филиала ОАО «Фортум» как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 - не менее 90000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
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;
- ведение журналов событий счетчика, УСПД и сервера опроса с фиксацией следующих фактов:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД, сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- включение и выключение УСПД и сервера.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 при отключении питания: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 - не менее 30 лет;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее
3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тюменской ТЭЦ-2 филиала ОАО «Фортум» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ Тюменской ТЭЦ-2 филиала ОАО «Фортум» представлена в таблице 3.
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ Тюменской ТЭЦ-2 филиала ОАО «Фортум»
Наименование (обозначение) изделия | Кол-во (шт.) |
Трансформатор тока ТШЛ-20 Б1 УЗ | 3 |
Трансформатор тока ТШ-20 УХЛЗ | 9 |
Трансформатор тока ТФЗМ-220 Б-IV | 6 |
Трансформатор тока ТВ-220-1 | 15 |
Трансформатор тока ТВ-110-2 | 15 |
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-15-63 | 12 |
Трансформаторы напряжения НКФ-220-58 | 6 |
Трансформаторы напряжения НКФ-110-57-У1 | 6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 | 16 |
Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» | 1 |
Методика поверки | 1 |
Формуляр | 1 |
Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 53411-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тюменской ТЭЦ-2 филиала ОАО «Фортум». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2013 года.
Перечень основных средств поверки:
- Трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- Трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- Счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программно-технический ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003МП», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 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 со счетчиками 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 «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии Тюменской ТЭЦ-2 филиала ОАО «Фортум». Техническое задание».
Нормативные документы
электроэнергии Тюменской ТЭЦ-2 филиала ОАО «Фортум»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
«Автоматизированная информационно-измерительная система
коммерческого учета электроэнергии Тюменской ТЭЦ-2 филиала ОАО «Фортум». Техническое задание»
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.