Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Алтай-Кокс"
- ОАО "Алтай-Кокс", г.Заринск
-
Скачать
74778-19: Методика поверкиСкачать4.2 Мб74778-19: Описание типа СИСкачать398.8 Кб
- 24.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Алтай-Кокс"
Основные | |
Тип | |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Найдено поверителей | 2 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- 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;
- измерение времени.
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ).
- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), вторичные цепи ТТ и ТН, счётчики электроэнергии.
ИВКЭ включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа МИР УСПД-01.
ИВК включает в себя IBM-совместимый компьютер (сервер АИИС КУЭ). Программная часть ИВК представлена программными комплексами, входящим в состав «Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов «МИР» (Рег. №36357-07).
Состав ИИК ТИ и ИВКЭ приведен в таблице 1.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности. Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии. Количество накопленных в регистрах импульсов за 30-минутный интервал времени пропорционально энергии каждого вида и направления.
По окончании 30-минутного интервала накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в координированной шкале времени UTC. Результаты измерений электроэнергии за 30-минутный интервал и журналы событий счетчиков передаются в УСПД.
УСПД осуществляет: пересчет из количества импульсов, накопленных в регистрах счетчиков, в именованные величины с учетом «постоянной» счетчиков; сбор, хранение и передачу в сервер АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; синхронизацию собственных часов по часам сервера АИИС КУЭ; синхронизацию часов счетчиков по собственным часам; ведение журналов событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД и внештатные ситуации.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет сбор результатов измерений с УСПД и перемножение на коэффициенты трансформации накопленных приращений электроэнергии. Сервер АИИС КУЭ обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных SQL и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», АО «Алтайэнергосбыт», Филиал МРСК Сибири - ОАО «Алтайэнерго», Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири, Филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - Новосибирское РДУ, ООО «ГЭСК», ООО «ЗСК», другим заинтересованным лицам.
На уровне ИВК обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных и автоматическая передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.
Связь между счетчиками и УСПД осуществляется по проводному интерфейсу RS-485. УСПД обменивается информацией с сервером АИИС КУЭ по следующим каналам связи: по сети сотовой связи с использованием терминалов Siemens MC-35 и GPRS-контроллер ЛЭРС GSM Plus 2.0, по радиоканалу с использованием радиомодемов Integra TR, по проводному интерфейсу RS-232/485.
Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС КУЭ системами осуществляется по основному и резервному каналам связи через глобальную сеть передачи данных Интернет. В качестве основного канала связи используется канал АО «ТТК», в качестве резервного канала связи используется канал ПАО «Ростелеком».
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень и состав ИК приведен в таблице 1.
АИИС КУЭ выполняет измерение времени в шкале UTC. Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени UTC осуществляется непрерывно с использованием радиочасов МИР РЧ-01(Рег. №27008-04), принимающих сигналы GPS. Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении времени ±1 с. Для УСПД ОРУ-220 кВ, ГРУ 6 кВ и ГЩУ сличение происходит каждые 10 мин. Для остальных УСПД не реже 1 раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД происходит 1 раз в сутки, при условии, что поправки часов счетчиков больше 1 с, но меньше 119 с.
№ ИК | Наименование присоединения | Счетчики электроэнергии | Фаза | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | ||||||||
Тип (мо-дификация) | Рег. № | Кл. т. акт./реакт. | Тип (модификация) | Ктр | Рег. № | Кл. т. | Тип (модификация) | Ктр | Рег. № | Кл. т. | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
1 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ ТЭЦ АКХЗ -Чесноковская с отпайкой на ПС Шпагино | СЭТ- 4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 220Б-Ш | 600/5 | 26006-06 | 0,2S | НКФ-220 | (220000W/3)/ Q00:V3) | 26453 08 | 0,2 |
В | ТФЗМ 220Б-Ш | 600/5 | 26006-06 | 0,2S | НКФ-220 | (220000:V/3)/ Q00:V3) | 26453 08 | 0,2 | |||||
С | ТФЗМ 220Б-Ш | 600/5 | 26006-06 | 0,2S | НКФ-220 | (220000:V/3)/ Q00:V3) | 26453 08 | 0,2 | |||||
2 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Смазнево -ТЭЦ АКХЗ (ВЛ СК-231) | СЭТ- 4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 220Б-Ш | 600/5 | 26006-06 | 0,2S | НКФ-220 | (220000:V/3)/ Q00:V3) | 26453 08 | 0,2 |
В | ТФЗМ 220Б-Ш | 600/5 | 26006-06 | 0,2S | НКФ-220 | (220000:V/3)/ Q00:V3) | 26453 08 | 0,2 | |||||
С | ТФЗМ 220Б-Ш | 600/5 | 26006-06 | 0,2S | НКФ-220 | (220000:V/3)/ Q00:V3) | 26453 08 | 0,2 | |||||
3 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-110 кВ, 2СШ, яч. №11, ВЛ-110 кВ АГ-88 | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:V3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 |
В | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:V3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 | |||||
С | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:V3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 | |||||
4 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-110 кВ, 1СШ, яч. №10, ВЛ-110 кВ АГ-87 | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:V3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 |
В | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:V3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 | |||||
С | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:V3)/ (100:V3) | 14205 94 | 0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
5 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-110 кВ, 2СШ, яч. №6, ВЛ-110 кВ АК-79 | СЭТ- 4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 110Б-[ | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:^3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 |
В | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:^3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 | |||||
С | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000: V3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 | |||||
6 | ТЭЦ АКХЗ, ОРУ-110 кВ, 1СШ, яч. №7, ВЛ-110 кВ АК-78 | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:V3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 |
В | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:V3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 | |||||
С | ТФЗМ 110Б-1 | 300/5 | 26420-08 | 0,2S | НКФ-110-57 У1 | (110000:V3)/ Q00:V3) | 14205 94 | 0,5 | |||||
7 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 1СШ, яч. №114, ЦРП2-1 | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ-10 | 1000/5 | 7069-79 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 2611-70 | 0,5 |
С | ТОЛ-10 | 1000/5 | 7069-79 | 0,5 | |||||||||
8 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 1СШ, яч. №8, ЦРП1-2 | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТПШЛ-10 | 5000/5 | 1423-60 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 2611-70 | 0,5 |
С | ТПШЛ-10 | 5000/5 | 1423-60 | 0,5 | |||||||||
9 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 1СШ, яч. №106, ТОЛ | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ-10 | 300/5 | 7069-79 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 |
С | ТОЛ-10 | 300/5 | 7069-79 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | |||||
10 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 2СШ, яч. №207, РП21 | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТВЛМ-10 | 1000/5 | 1856-63 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 |
С | ТВЛМ-10 | 1000/5 | 1856-63 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | |||||
11 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 2СШ, яч. №211, 1РП8-1 | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ 10-1 | 200/5 | 15128-03 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 |
С | ТОЛ 10-1 | 200/5 | 15128-03 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | |||||
12 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 3СШ, яч. №301, 1РП8-2 | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТЛМ-10 | 400/5 | 2473-69 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 |
С | ТЛМ-10 | 400/5 | 2473-69 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
13 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 3СШ, яч. №309, ТОП | СЭТ- | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ 10-1 | 300/5 | 15128-03 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 |
4ТМ.03 | С | ТОЛ 10-1 | 300/5 | 15128-03 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | ||||
14 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 3СШ, яч. №34, ЦРП1-1 | СЭТ- | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТПШЛ-10 | 5000/5 | 1423-60 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 2611-70 | 0,5 |
4ТМ.03 | С | ТПШЛ-10 | 5000/5 | 1423-60 | 0,5 | ||||||||
15 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 3СШ, яч. №316, ЦРП2-3 | СЭТ- | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТЛМ-10 | 1500/5 | 2473-69 | 0,5 | НТМИ-6-66 | 6000/100 | 2611-70 | 0,5 |
4ТМ.03 | С | ТЛМ-10 | 1500/5 | 2473-69 | 0,5 | ||||||||
ГПП 110кВ, КРУ-6кВ, яч.312, ввод 3С | А | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ (100:V/3) | 3344-04 | 0,5 | ||||
16 | СЭТ- 4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | В | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ (100: V/3) | 3344-04 | 0,5 | |
С | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ (100:V/3) | 3344-04 | 0,5 | |||||
ГПП 110кВ, КРУ-6кВ, яч.110, ввод 1С | А | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ (100:V/3) | 3344-04 | 0,5 | ||||
17 | СЭТ- 4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | В | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ (100:V/3) | 3344-04 | 0,5 | |
С | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ (100:V/3) | 3344-04 | 0,5 | |||||
ГПП 110кВ, КРУ-6кВ, яч.211, ввод 2С | А | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ (100:V/3) | 3344-04 | 0,5 | ||||
18 | СЭТ- 4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | В | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ (100:V/3) | 3344-04 | 0,5 | |
С | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ (100:V/3) | 3344-04 | 0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
19 | ГПП 110кВ, КРУ-6кВ, яч.412, ввод 4С | СЭТ- 4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000W/3)/ Q00:V/3) | 3344-04 | 0,5 |
В | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 3344-04 | 0,5 | |||||
С | ТЛШ-10 | 3000/5 | 11077-03 | 0,5 | ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-6 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 3344-04 | 0,5 | |||||
20 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 2СШ, яч. № 204, ТУ | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТЛМ-10 | 300/5 | 2473-69 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 |
С | ТЛМ-10 | 300/5 | 2473-69 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | |||||
21 | КТП 74-2-14, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | СЭТ- 4ТМ.03М.08 | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 600/5 | 47957-11 | 0,5 | Прямое включение | |||
В | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 600/5 | 47957-11 | 0,5 | |||||||||
С | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 600/5 | 47957-11 | 0,5 | |||||||||
22 | ТЭЦ АКХЗ, ТГ-1 (6кВ) | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТШВ15Б | 8000/5 | 5719-76 | 0,5 | ЗНОМ-15-63 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 1593-70 | 0,5 |
В | ТШВ15Б | 8000/5 | 5719-76 | 0,5 | ЗНОМ-15-63 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 1593-70 | 0,5 | |||||
С | ТШВ15Б | 8000/5 | 5719-76 | 0,5 | ЗНОМ-15-63 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 1593-70 | 0,5 | |||||
23 | ТЭЦ АКХЗ, ТГ-2 (6кВ) | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТШЛ20Б-1 | 8000/5 | 4016-74 | 0,2 | ЗНОМ-15-63 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 1593-70 | 0,5 |
В | ТШЛ20Б-1 | 8000/5 | 4016-74 | 0,2 | ЗНОМ-15-63 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 1593-70 | 0,5 | |||||
С | ТШЛ20Б-1 | 8000/5 | 4016-74 | 0,2 | ЗНОМ-15-63 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 1593-70 | 0,5 | |||||
24 | ТЭЦ АКХЗ, ТГ-3 (10кВ) | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТШЛ20Б-1 | 8000/5 | 4016-74 | 0,2 | ЗНОМ-15-63 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 1593-70 | 0,5 |
В | ТШЛ20Б-1 | 8000/5 | 4016-74 | 0,2 | ЗНОМ-15-63 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 1593-70 | 0,5 | |||||
С | ТШЛ20Б-1 | 8000/5 | 4016-74 | 0,2 | ЗНОМ-15-63 | (6000:V/3)/ Q00:V/3) | 1593-70 | 0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
25 | КТП 70-2-8, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 300/5 | 47957-11 | 0,5 | Прямое включение | |||
В | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 300/5 | 47957-11 | 0,5 | |||||||||
С | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 300/5 | 47957-11 | 0,5 | |||||||||
26 | КТП 70-15-19, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 300/5 | 47957-11 | 0,5 | Прямое включение | |||
В | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 300/5 | 47957-11 | 0,5 | |||||||||
С | ТШП, мод. ТШП-0,66 | 300/5 | 47957-11 | 0,5 | |||||||||
27 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, [ с.ш. 10 кВ, яч.7, ВЛ-10 кВ Л-4-7 | СЭТ- 4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТПЛ-10 | 50/5 | 1276-59 | 0,5 | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094 87 | 0,2 |
С | ТПЛ-10 | 50/5 | 1276-59 | 0,5 | |||||||||
28 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.16, ВЛ-10 кВ Л-4-16 | СЭТ- 4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ 10 | 100/5 | 7069-02 | 0,5 | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094 87 | 0,2 |
С | ТОЛ 10 | 100/5 | 7069-02 | 0,5 | |||||||||
29 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.3, ВЛ-10 кВ Л-4-3 | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТПЛ-СЭЩ-10 | 100/5 | 38202 08 | 0,5S | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094 87 | 0,2 |
С | ТПЛ-СЭЩ-10 | 100/5 | 38202 08 | 0,5S | |||||||||
30 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.9, ВЛ-10 кВ Л-4-9 | СЭТ- 4ТМ.03M | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТПЛ-10 | 50/5 | 1276-59 | 0,5 | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094 87 | 0,2 |
С | ТПЛ-10 | 50/5 | 1276-59 | 0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
31 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, II с. ш. 10 кВ, яч.15, ВЛ-10 кВ Л-4-15 | СЭТ- 4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТПЛ-СЭЩ-10 | 150/5 | 38202-08 | 0,5S | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094 87 | 0,2 |
С | ТПЛ-СЭЩ-10 | 150/5 | 38202-08 | 0,5S | |||||||||
32 | ПС 110 кВ Камышенская (ПС-4), КРУ-10 кВ, II с. ш. 10 кВ, яч.17, ВЛ-10 кВ Л-4-17 | СЭТ- 4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТПЛ-СЭЩ-10 | 150/5 | 38202-08 | 0,5S | НАМИ-10 | 10000/100 | 11094 87 | 0,2 |
С | ТПЛ-СЭЩ-10 | 150/5 | 38202-08 | 0,5S | |||||||||
33 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 1СШ, яч. № 110, ТС-1 | СЭТ- 4ТМ.03М | 36697-08 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ-10 | 150/5 | 7069-79 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 |
С | ТОЛ-10 | 150/5 | 7069-79 | 0,5 | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | |||||
34 | ТЭЦ АКХЗ, ГРУ-6 кВ, 2СШ, яч. № 210, ТС-2 | СЭТ- 4ТМ.03 | 27524-04 | 0,2S/0,5 | А | ТОЛ, мод. ТОЛ-10-I | 400/5 | 47959-11 | 0,2S | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 |
С | ТОЛ, мод. ТОЛ-10-I | 400/5 | 47959-11 | 0,2S | НОМ-6 | 6000/100 | 159-49 | 0,5 | |||||
Для сбора данных с ИИК ТИ используются УСПД типа МИР УСПД-01 (рег. № 27420-08). | |||||||||||||
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Программное обеспечение
Программное обеспечение ИВК представлено программным комплексом «Учет энергоресурсов» и «Центр синхронизации времени», входящими в состав «Системы автоматизированной информационно-измерительной комплексного учета энергоресурсов « МИР». Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав программного обеспечения ИВК АИИС и идентификационные данные компонентов, подлежащих метрологическому контролю_
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
1 | 2 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | AppServ.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 2.4.0.874 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | b22d09a23e41316798024f2f6e7bc636 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | ReplSvc.exe |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 2.4.0.107 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 1bdc3d6759940bbde4e7ee483e62a897 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | Account.exe |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.0.2.98 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | ee5ec3b846260a64a0c6f525b359b153 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | Reports2.exe |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 2.15.6.3 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | d6ca1b5d1bd0f9d44e7839bbf2a2c215 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | CENTERSBORexe |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.0.3.26 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 974e852b0d7e10866a331bc4725e1096 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | AppConf.msc |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | - |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 6ab69328b3227fe09ca907d6a1f70e69 |
1 | 2 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | ImpExpXML. dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 2.4.1.2 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | d3441e956d9ba61b134c9b3ba69ab102 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | AuthServ.exe |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 2.0.0.3 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | c708f0bff2957e108d4079bb81c8894a |
Идентификационное наименование программного обеспечения | AuthCnfg.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.0.1.0 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 887ccc0fb91ae4292d145f9a1c4ec9cc |
Идентификационное наименование программного обеспечения | AuthCnfg.msc |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | - |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | b161d30f632b79e4eceb2a191c3a251a |
Идентификационное наименование программного обеспечения | ServerOm3.exe |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 3.3.0.66 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | d190f4ea5794a5150c56addb7ffc5e45 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | GPSService.exe |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.0.0.6 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 0f960369de120be33d5969098cc40182 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | GPSCnfg.msc |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | - |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 204b506c0c59f9aaf4c43e46ea3b17f1 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | MonitorGPS.exe |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.0.0.4 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | e6bf0c3c2f9f41c932182faee12e81a6 |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».
Таблица 3 - Метрологические характеристики
I, % от 1ном | Коэффи циент мощности | ИК №23, 24 | ИК №27, 28, 30 | ИК | №7 - 15, 20, 22 | ИК №16 - 19, 33 | ИК | №21 | ИК №25, 26 | ||||||||||||||||
% О4 +1 < " 1 ю | % О4 +1 1 ю | % О4 +1 < " & ю | % О4 +1 & ю | % О4 +1 < " 1 ю | % О4 +1 Р, 1 ю | % О4 +1 < " & ю | % О4 +1 & ю | % О4 +1 < " 1 ю | % О4 +1 Р, 1 ю | % О4 +1 < " & ю | % О4 +1 & ю | % О4 +1 < " pi ю | % О4 +1 1 ю | % О4 +1 < " & ю | % О4 +1 & ю | % О4 +1 < " pi ю | % О4 +1 1 ю | % О4 +1 < " & ю | % О4 +1 & ю | % О4 +1 < " pi ю | % О4 +1 pi ю | % О4 +1 < " & ю | % О4 +1 & ю | ||
5 | 0,5 | 2,3 | 1,4 | 2,4 | 1,7 | 5,3 | 2,6 | 5,4 | 2,9 | 5,4 | 2,6 | 5,4 | 2,7 | 5,4 | 2,7 | 5,5 | 3,0 | 5,3 | 2,6 | 5,3 | 2,9 | 5,3 | 2,5 | 5,3 | 2,6 |
5 | 0,8 | 1,5 | 2,0 | 1,5 | 2,3 | 2,8 | 4,3 | 2,9 | 4,6 | 2,9 | 4,4 | 2,9 | 4,5 | 2,9 | 4,4 | 3,0 | 4,6 | 2,8 | 4,3 | 2,9 | 4,5 | 2,8 | 4,3 | 2,8 | 4,4 |
5 | 0,865 | 1,3 | 2,4 | 1,4 | 2,7 | 2,4 | 5,4 | 2,5 | 5,5 | 2,5 | 5,4 | 2,6 | 5,6 | 2,5 | 5,5 | 2,6 | 5,6 | 2,4 | 5,3 | 2,5 | 5,5 | 2,4 | 5,3 | 2,5 | 5,4 |
5 | 1 | 1,1 | - | 1,1 | - | 1,7 | - | 1,8 | - | 1,8 | - | 1,8 | - | 1,8 | - | 1,9 | - | 1,7 | - | 1,7 | - | 1,7 | - | 1,7 | - |
20 | 0,5 | 1,6 | 1,0 | 1,7 | 1,2 | 2,7 | 1,4 | 2,8 | 2,0 | 2,9 | 1,5 | 3,0 | 1,6 | 2,9 | 1,5 | 3,0 | 2,0 | 2,6 | 1,3 | 2,7 | 1,9 | 2,6 | 1,3 | 2,7 | 1,4 |
20 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | 1,1 | 1,6 | 1,5 | 2,3 | 1,6 | 2,6 | 1,6 | 2,4 | 1,7 | 2,5 | 1,6 | 2,4 | 1,8 | 2,8 | 1,4 | 2,2 | 1,6 | 2,6 | 1,4 | 2,2 | 1,5 | 2,3 |
20 | 0,865 | 0,9 | 1,7 | 1,1 | 1,8 | 1,3 | 2,8 | 1,5 | 3,1 | 1,4 | 3,0 | 1,5 | 3,0 | 1,4 | 3,0 | 1,6 | 3,3 | 1,2 | 2,7 | 1,4 | 3,0 | 1,2 | 2,7 | 1,3 | 2,8 |
20 | 1 | 0,8 | - | 0,8 | - | 0,9 | - | 1,1 | - | 1,1 | - | 1,1 | - | 1,1 | - | 1,2 | - | 0,9 | - | 1,0 | - | 0,9 | - | 0,9 | - |
100, 120 | 0,5 | 1,4 | 0,9 | 1,5 | 1,1 | 1,9 | 1,1 | 2,0 | 1,7 | 2,2 | 1,2 | 2,2 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 2,3 | 1,8 | 1,8 | 1,0 | 1,9 | 1,7 | 1,8 | 1,0 | 1,9 | 1,1 |
100, 120 | 0,8 | 0,9 | 1,3 | 1,0 | 1,4 | 1,1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 | 1,2 | 1,8 | 1,3 | 1,9 | 1,2 | 1,9 | 1,4 | 2,3 | 1,0 | 1,5 | 1,2 | 2,1 | 1,0 | 1,5 | 1,1 | 1,6 |
100, 120 | 0,865 | 0,8 | 1,5 | 1,0 | 1,6 | 0,9 | 2,0 | 1,2 | 2,4 | 1,1 | 2,2 | 1,2 | 2,3 | 1,1 | 2,2 | 1,3 | 2,6 | 0,8 | 1,9 | 1,1 | 2,3 | 0,8 | 1,8 | 1,0 | 1,9 |
100, 120 | 1 | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,9 | - | 0,9 | - | 0,9 | - | 0,9 | - | 1,0 | - | 0,6 | - | 0,8 | - | 0,6 | - | 0,7 | - |
Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ относительно шкалы времени UTC, ± 5 с | |||||||||||||||||||||||||
Примечание 1.В таблице использованы обозначения: 8WoA - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении активной электрической энергии при вероятности Р=0,95; 5WoP - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении реактивной электрической энергии при вероятности Р=0,95; 5wA - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95; 5W - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95. |
I, % от [ном | Коэффи циент мощности | ИК №1, 2 | И | К №3, 4, 6, 34 | ИК №5 | ИК | №29 | ИК №31, 32 | |||||||||||||
% О4 +1 < " 1 ю | % О4 +1 1 ю | % о4 +1 < " & | % О4 +1 & ю | % о4 +1 < " 1 | % О4 +1 1 ю | % о4 +1 < " & | % О4 +1 & ю | % о4 +1 < " 1 | % О4 +1 1 ю | % о4 +1 < " & | % О4 +1 & ю | % о4 +1 < " 1 ю | % О4 +1 1 ю | % о4 +1 < " & | % О4 +1 & ю | % о4 +1 < " 1 | % О4 +1 1 ю | % о4 +1 < " & | % О4 +1 & ю | ||
2 | 0,5 | 1,8 | 1,5 | 2,0 | 2,0 | 2,1 | 1,6 | 2,2 | 2,1 | 2,1 | 1,6 | 2,2 | 2,1 | 4,7 | 2,4 | 4,7 | 2,8 | 4,7 | 2,4 | 4,7 | 2,7 |
2 | 0,8 | 1,2 | 1,8 | 1,4 | 2,3 | 1,3 | 2,2 | 1,4 | 2,8 | 1,3 | 2,0 | 1,5 | 2,4 | 2,5 | 3,9 | 2,5 | 4,3 | 2,5 | 3,8 | 2,6 | 4,1 |
2 | 0,865 | 1,1 | 2,1 | 1,3 | 2,5 | 1,3 | 2,6 | 1,4 | 3,3 | 1,3 | 2,3 | 1,4 | 2,7 | 2,2 | 4,9 | 2,2 | 5,3 | 2,2 | 4,7 | 2,3 | 4,9 |
2 | 1 | 0,9 | - | 1,2 | - | 1,0 | - | 1,2 | - | 1,0 | - | 1,3 | - | 1,5 | - | 1,6 | - | 1,5 | - | 1,7 | - |
5 | 0,5 | 1,3 | 1,3 | 1,4 | 1,9 | 1,7 | 1,1 | 1,7 | 1,4 | 1,7 | 1,4 | 1,8 | 1,9 | 2,8 | 1,4 | 2,8 | 1,7 | 2,8 | 1,7 | 2,8 | 2,1 |
5 | 0,8 | 0,9 | 1,4 | 1,1 | 2,0 | 1,1 | 1,5 | 1,2 | 1,9 | 1,1 | 1,7 | 1,3 | 2,2 | 1,5 | 2,3 | 1,6 | 2,5 | 1,5 | 2,4 | 1,7 | 2,8 |
5 | 0,865 | 0,8 | 1,6 | 1,1 | 2,1 | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 2,1 | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 2,3 | 1,4 | 2,8 | 1,4 | 3,1 | 1,4 | 2,9 | 1,5 | 3,2 |
5 | 1 | 0,6 | - | 0,8 | - | 0,8 | - | 0,8 | - | 0,8 | - | 0,9 | - | 0,9 | - | 1,0 | - | 0,9 | - | 1,1 | - |
20 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 1,2 | 1,6 | 1,4 | 1,0 | 1,5 | 1,1 | 1,4 | 1,0 | 1,6 | 1,7 | 1,9 | 1,0 | 2,0 | 1,2 | 1,9 | 1,1 | 2,0 | 1,7 |
20 | 0,8 | 0,6 | 1,0 | 1,0 | 1,7 | 0,9 | 1,3 | 1,0 | 1,5 | 0,9 | 1,3 | 1,2 | 1,9 | 1,1 | 1,6 | 1,2 | 1,7 | 1,1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 |
20 | 0,865 | 0,6 | 1,1 | 0,9 | 1,7 | 0,8 | 1,5 | 1,0 | 1,7 | 0,8 | 1,5 | 1,1 | 2,1 | 0,9 | 2,0 | 1,1 | 2,1 | 0,9 | 2,0 | 1,2 | 2,4 |
20 | 1 | 0,5 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,9 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,9 | - |
100, 120 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 1,2 | 1,6 | 1,4 | 0,9 | 1,5 | 1,1 | 1,4 | 1,0 | 1,6 | 1,7 | 1,9 | 1,0 | 2,0 | 1,2 | 1,9 | 1,1 | 2,0 | 1,7 |
100, 120 | 0,8 | 0,6 | 1,0 | 1,0 | 1,7 | 0,9 | 1,3 | 1,0 | 1,4 | 0,9 | 1,3 | 1,2 | 1,9 | 1,1 | 1,6 | 1,2 | 1,7 | 1,1 | 1,6 | 1,3 | 2,1 |
100, 120 | 0,865 | 0,6 | 1,1 | 0,9 | 1,7 | 0,8 | 1,5 | 1,0 | 1,6 | 0,8 | 1,5 | 1,1 | 2,1 | 0,9 | 1,9 | 1,1 | 2,0 | 0,9 | 2,0 | 1,2 | 2,4 |
100, 120 | 1 | 0,5 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,9 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,7 | - | 0,9 | - |
Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ относительно шкалы времени UTC, ± 5 с | |||||||||||||||||||||
Примечание 1.В таблице использованы обозначения: SwoA - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении активной электрической энергии при вероятности Р=0,95; Swc^ - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении реактивной электрической энергии при вероятности Р=0,95; 5WA - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,9 5; 5W - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95. |
Характеристика | Значение |
Количество измерительных каналов | 34 |
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных | автоматическое |
Г лубина хранения результатов измерений в базе данных, не менее, лет | 3,5 |
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое |
Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: | |
- температура окружающего воздуха в местах расположения счетчиков, °С | от +21 до +25 |
- напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
- частота сети, Гц | от 49,85 до 50,15 |
- ток, % от !ном | от 2 до 120 |
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: | |
- температура окружающего воздуха в местах расположения счетчиков, °С | от 0 до +40 |
- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С | от -40 до +40 |
- частота сети, Гц | от 49 до 51 |
- ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
- напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
- индукция внешнего магнитного поля, мТл | не более 0,05 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра 51648151.411711.006.ФО. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-10-[-2 У2 | 2 |
Трансформаторы тока | ТШП-0,66 У3 | 9 |
Трансформаторы тока | ТВЛМ-10 | 2 |
Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 6 |
Трансформаторы тока | ТЛШ-10У3 | 12 |
Трансформаторы тока | ТОЛ 10-1 | 4 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 6 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-10 УХЛ2.1 | 2 |
Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 4 |
Трансформаторы тока | ТПЛ-СЭЩ-10-81 У2 | 6 |
Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 4 |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | тфзм шб-i ХЛ1 | 12 |
Трансформаторы тока | ТФЗМ 220Б-Ш ХЛ1 | 6 |
Трансформаторы тока | ТШВ15Б | 3 |
Трансформаторы тока | ТШЛ20Б-1 | 3 |
Трансформаторы тока | ТШЛ20Б-1 У3 | 3 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-6 | 12 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 9 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 УХЛ2 | 2 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-220-IIХЛ1 | 6 |
Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 14 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
Счетчики электрической энергии | СЭТ4-ТМ.03М | 13 |
Счетчики электрической энергии | СЭТ4-ТМ.03М.08 | 1 |
Счетчики электрической энергии | СЭТ4-ТМ.03 | 20 |
Устройство сбора и передачи данных | МИР УСПД-01 | 6 |
Сервер ИВК | HP Proliant DL380 G3 | 1 |
Радиочасы | МИР РЧ-01 | 1 |
Терминал | Siemens MC-35i | 4 |
Радиомодем | Integra-TR | 3 |
Терминал | GPRS-контроллер ЛЭРС GSM Plus 2.0 | 3 |
Сервер асинхронный | MOXA CN2516 | 1 |
Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс». Формуляр | 51648151.411711.-ФО | 1 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс». Методика поверки | МП-175^^и.310556-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-175-КА.Яи.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 07 декабря 2018 г.
Основные средства поверки:
- измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004г.;
- устройств сбора и передачи данных МИР УСПД-01 - в соответствии с методикой поверки, изложенной в руководстве по эксплуатации М02.109.00.000 РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2008 г.;
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Р ег. № 56465-14);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс». Свидетельство об аттестации методики измерений №435-RA.RU.311735-2018 от 07 декабря 2018 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.