Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1" каскад Туломских ГЭС, 48557-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

•    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

•    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.);

•    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

•    передача в ИВК результатов измерений;

•    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

•    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);

•    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

•    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

•    ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему, которая состоит из 22 измерительно-информационных комплексов (ИИК). АИИС КУЭ реализуется на Верхне-Туломской ГЭС (ГЭС-12) и Нижне-Туломской ГЭС (ГЭС-13) каскада Туломских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», территориально расположенных в пос. Верхнетуломский и пос. Мурмаши Мурманской области соответственно.

ИИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включающий измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), счетчик активной и реактивной электроэнергии Альфа А2 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи данных.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), созданный на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-300 (Госреестр СИ РФ № 19495-03, зав. №№ 000970, 000966), источников бесперебойного питания, автоматизированных рабочих мест (АРМ) персонала ИВКЭ и технических средств приема-передачи данных.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер базы данных (БД), источник бесперебойного питания, АРМ персонала ИВК и технических средств приема-передачи данных.

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 1 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 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ автоматически производят опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по основному или резервным каналам передачи данных на верхний уровень системы (сервер БД ИВК АИИС КУЭ), а также отображение информации по подключенным к УСПД ИВКЭ устройствам. В качестве основного канала связи используется корпоративная сеть передачи данных Ethernet филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1». В качестве 1-ого резервного канала передачи данных может быть использован коммутируемый канал телефонной сети связи общего пользования (ТфССОП), а в качестве 2-ого резервного канала передачи данных может быть задействован коммутируемый канал сотовой связи стандарта GSM 900/1800 МГц.

Сервер БД ИВК АИИС КУЭ, установленный в ЦСОИ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД ИВК АИИС КУЭ.

На уровне ИВК системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскада Туломских ГЭС, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Один раз в сутки учетная информация по инициативе ИВК АИИС КУЭ, в соответствии с согласованными сторонами регламентами, передается в ОАО «АТС» и другие организации-участники оптового рынка электроэнергии.

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе «АльфаЦЕНТР» функционирует на нескольких уровнях:

•    программное обеспечение счетчиков;

•    программное обеспечение УСПД ИВКЭ;

•    программное обеспечение сервера БД ИВК;

•    программное обеспечение АРМ персонала;

•    программное обеспечение инженерного пульта.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации системного времени УССВ, подключенных к УСПД ИВКЭ

ГЭС-12 и ГЭС-13. Время встроенных часов УСПД ИВКЭ синхронизировано с единым календарным временем, которое передается через приёмник GPS-16HVS со спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Корректировка времени встроенных часов УСПД ИВКЭ осуществляется автоматически 1 раз в 60 мин, при обнаружении рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов УСПД ИВКЭ более ± 1 с.

УСПД ИВКЭ осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов УСПД ИВКЭ, выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД ИВКЭ и счетчика более ± 2 с. От УСПД ИВКЭ так же обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ персонала.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

• ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплексов измерительновычислительных для учета электрической энергии «Альфа-Центр» за № 44595-10;

rt

н

•а

о

и

о

п

Я

>£

rt

г>

Я

5

п

о

о

н

К    s

а    -с

^    й    р

ю    “

•    IO

^    м    К

I    v.    U)

О    In)    43

Н    ^    Н

g    Ю    л

“    Lo    *

К    *

Н

п

*

а

5

>£

rt

г>

Я

5

п

X

SO

•а

»

я

н

л

■в

5

п

н

5

Я

5

X

ег

я

я

рэ

X

РЭ

и

о

со

03

2

о

43

К

н

<т>

и

ег

X

ег

я

я

РЭ

X

Р

и

о

со

<т>

н

43

О

и

о

*1

X

л

<т>

о

я

к

<т>

Ж

Р

43

р

п

<т>

43

К

о

н

К

я

К

Ю

о

<т>

►I

о

Й

к

о

н

о

со

и

К

о

н

Я

чз

о

й

о

и

%

сг>

X

X

сг>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), ОРУ-150 кВ, трансформатор № 2

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), ОРУ-150 кВ, трансформатор № 1

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), КРУ-6 кВ, яч.8.9, Ф-5

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), КРУ-6 кВ, яч.8.6, Ф-3

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), КРУ-6 кВ, яч.8.5, Ф-2

ТН

ТН

ТН

Счетчик

Счетчик

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТТ

ТТ

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

4с

Зс

Зс

я

н

а

Я

Н

«

н я

II

1°^ Ul

40 о о о ^ ° к> > .Р

ю ^ о о

OJ

н

33

Н

«

Я

Я ^

О 11

J3 о

Лй

о Ъ.

& $

ilF    |-Н

£    $    11

00    ^    Я

II

т1    Л    ^

6    ^    ^

On

ilF    |-Н

£    £ 11

оо    Л Я

<-*    II к»

Т1    Л ^

£    ^ ®

f 1.

to*    |"Н

£    $    11

00    ^

Ul    11    Ul

Т'1    Д    ^

6    ^    ^

С\    -

to*    |"Н

£    $    11

00    ^    Я

II

т1    Л    ^

6    ^    ^

On

"= On Ю ° □ Ui О |—I

^ Я5 II

^ О О

U)

"= On *н Ю ° □ Ui О |—I

^ Я5 II

g|S

^ О О

U)

ОN

о

о

о

U)

о

0

о^-о

1    о

о ^ с/з

о Lfi

U)

о

0

о^-о

1    о

о ^ с/з

о Lfi

о

о

о

U)

о

о

U)

о о

0    _

Ю ^ V

1    о

о \ т

о ил

40

о

ю

о

00

Lh

0

1

О

Os

О    о

О    (о

Ч- о    (У2 ь-> D:

о о о

ю

ю

о

о

и

и

и

и

И

И

И

И

И

И

00

о

00

о

00

о

00

о

ю

оо

о

ю

^ г

I

"а

о

и

^ Г .КО

I

"а

О

И

^ Г

I

|-о

О

И

^ Г

I

|-о

О

И

< г

I

hd

о

и

On

40

(Л

ю

00

On

40

(Л

Ю

On

40

(Л

(Л

^1

^1

Ю

40

О

^1

Ю

On

И

О

<т>

*1

о

Й

S

о

н

о

со

1800

1800

1800

308000

308000

On

U

к

о

н

Я

чз

о

й

о

и

*

<т>

X

X

<т>

н

рэ

04

и

X

с

Е

ю

Счетчик

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТТ

ТТ

ТТ

ТТ

ТТ

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), генератор № 4

ТН

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), генератор № 3

ТН

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), генератор № 2

ТН

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), генератор № 1

ТН

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), КРУ-6 кВ, яч.8.11,Ф-6

Счетчик

ТН

4с

н

33

н

а

н

а

н

я

н

33

^ S’ ЬН Г5> н ^

^ „ Ч

5 Д и § ^р

г О Ui о о и (л

^    S’    Ы

^    „    Ч

5    I    II

§    ^р

г    О    Ui

О    О    (уз l/i

ilF ч

£ $ 11 М Л Я

<-* II к» (УЗ

ilF Ч £ $ 11 М Л Я

<-* II к» (УЗ

ilF ч £ £ 11 00 ^ Я

<-* II к» (УЗ

ilF    Ч

£    £ 11

00    ^

Ui II    Ui

Т'1    Л    ^

6    ^    ^

Os    -

to*    Ч

£    $    11

О©    ^

Ui    II    ю

«О*    Н я

W и 4

5    Д II

§    ^р

г    О Ui

О    о и

"= ON Ю ° □ ш О |—I

^ Я5 II ?£« ^ о о

г

OJ

IO

IO

ОN

о

о

о

U) '

о

о

Os О О О

^ о о

OJ

Os О О

^ 5? II

^ О О

U)

Os

о

о

о

U) '

о

о

U)

WH ч

5 11 ii

о^-о

Ю Ui *

I О и*

о \ т

О Ui

Ю

Ul

Ю

Ui

ч

Ч

1Л    о

. О    L/i

О о    (УЗ -~1 L/I

о

Os

о

On

о

Os

о

Os

JO

Ъ.

_р

JO

Ъ.

JO

ъ.

о

И

И

И

И

И

И

И

со

со

И

00

О

ю

00

о

ю

00

о

ю

00

о

ю

00

о

« Г

I

"а

О

И

« Г

I

"а

О

И

« Г

I

hd

О

И

« Г .КО

I

-р^

о

со

< Г 4^0

I

hd

О

И

i?

о

i?

о

Os

Ui

О

О

Ui

о

ю

Ui

ОN Ui

о

о

U)

Os

Ui

О

О

00

ОN Ui О О

ю

со

о

о>

4 о

ь

5 о н о со

18000

18000

18000

18000

1800

s

о

н

^ ю* Ui 0\

я

43

о

о

и

*

<т>

X

X

<т>

н

рэ

04

и

X

с

Е

ю

19

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), яч. 17, Ф-1 (6 кВ)

18

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), ТП-110 кВ Т-2 ввод 35 кВ

17

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), ТП-110кВТ-1 ввод 35 кВ

16

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), ТП-110 кВ Т-2 ввод 110 кВ

15

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), ТП-110кВТ-1 ввод 110 кВ

ю

ТН

ТН

Счетчик

Счетчик

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

1с, Псш

1с, 1сш

я

я

я

я

Os

о

о

я

н

II

'i/I

я

ю

ю

Os

ю

Os

я

н

II

о

Ui

т

я

to* |-Н $ 11 00 ^

<-* II ю

^ Л т

я    ^

о    11

л    о

Л    Й

ю Ю

ю

Os

Ю а\ о

О

я ^

о\

о

о

о

OJ '

о

о

OJ

о\

о

о

о

OJ '

о

о

OJ

I и

|.р

я

о

° нЗ

О Н 1=

40 U) 00 Lfi н- О

U) о

6 5

О н-

О

о

00

0

1

о

Os

0\ о о * о <-* ел

оN

О

о

Os

JO

ъ.

о ю >

о ся >

о ся >

ся

ся

ся

ся

СЯ

ся

со

со

00

о

00

о

00

о

00

о

ю

00

о

ю

« г

I

|-о

о

ся

« г .КО

I

|-о

о

ся

« Г

I

|-о

О

СЯ

« Г

I

о

со

< Г 4^0

I

|-о

О

ю

OJ

'С

t=l

OJ

'С

t=l

ю

о

о

ОN Os

ю

о

ю

-рь

о

U)

о

ю

-рь

о

ОN

ю

-рь

ю

Os

о

ю

-рь

-рь

о

о

со

о

о>

ч

о

и

К

о

н

о

D3

4800

42000

42000

132000

132000

ОN

К

о

н

Примечания:

1.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 или ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

2.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.

1 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.1;

3.    Допускается замена устройств сбора и передачи данных (УСПД) на однотипные утвержденного типа.

Таблица 2.3 - Метрологические характеристики ИИК

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и

средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) ином; ток (0,01 - 1,2) !ном, 0,5инд. I cos9 > 0,8емк.; частота - (50 ± 0,15) Гц;

-    температура окружающей среды (23 ± 2) °С

-    магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более - 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия:

-    параметры сети, для ИИК №№ 1 - 20 (в режиме работы генератора): напряжение (0,9 - 1,1) Ином; ток (0,01 - 1,2) !ном; 0,5инд. I cos9 I 1; частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    параметры сети, для ИИК №№ 21: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) !ном; 0,5инд. I cos9 I 1; частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    параметры сети, для ИИК №№ 22: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,01 - 3,75) !баз; 0,5инд. I cos9 I 1; частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    параметры сети, для ИИК №№ 1 - 4 (в режиме работы синхронного компенсатора): напряжение (0,9 - 1,1) Ином; ток (0,01 - 1,2) ^ом; 0,5емк. I sin9 I 1; частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    допускаемая температура окружающей среды: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида климатического исполнения и категории по ГОСТ 15150-69; для счетчиков ИИК №№ 1

- 21 от - 40 до + 65 °С, ИИК № 22 от - 40 до + 60 °С; для УСПД от 0 до + 75 °С; для сервера ИВК от + 15 до +30 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более - 0,5 мТл.

Надежность применяемых в системе компонентов:

•    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

•    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 120000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 168 ч.;

•    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 40000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 24 ч.;

•    ИВК - коэффициент готовности не менее КГ = 0,99 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 1 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом, не менее:

КГ_АИИС куэ = 0,92 - коэффициент готовности;

То_Ик (аиис КУЭ) = 2161 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

•    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

•    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

•    Ремонтопригодность;

•    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

•    Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

•    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

•    журнал событий счетчика:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в счетчике.

•    журнал событий УСПД:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в контроллере УСПД.

•    журналы событий сервера:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты сервера;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчиков;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательных коробок;

-    УСПД;

-    сервер БД;

•    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

•    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 сут.;

•    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;

•    сервер БД - хранение результатов измерений и информации состояний 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) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС представлена в таблице 3.

Поверка

осуществляется по документу ДЯИМ.21168598.422231.299.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 12 сентября 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН - по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6N3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    счетчики электрической энергии типа Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800. Методика поверки МП-2203-0042-2006», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    счетчики электрической энергии типа Альфа А2 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A2. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в мае 2004 г;

-    УСПД серии RTU-300 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

-    переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр «CENTER» (мод.314): диапазон измерений температуры от - 20 до + 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в следующих документах:

1.    Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ГЭС-12 Каскада Туломских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» (АИИС КУЭ ГЭС-12 филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1»). Том 1 Технический проект 21168598.42 2231.0299;

2.    Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ГЭС-13 Каскада Туломских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» (АИИС КУЭ ГЭС-13 филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1»). Том 1 Технический проект 21168598.42 2231.0300.

Всего листов 15

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС

1.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

3.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

4.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

5.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

6.    ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

7.    ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.