| Номер в госреестре | 58976-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-10 ОАО "Иркутскэнерго" |
| Изготовитель | ЗАО "Ирмет", г.Иркутск |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи результатов измерений.
АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ РФ № 44595-10), представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);
- 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;
- передачу в заинтересованные организации результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объекта и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии к измерительно-вычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка аппаратных ключей, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (синхронизация внутренних часов компонентов системы).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень: измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (ГОСТ 30206-94) для активной электроэнергии; класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ Р 52425-2005 (ГОСТ 26035-83) для реактивной электроэнергии; вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, размещенные на ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго» (г. Ангарск, Иркутской области) (38 точек измерений).
2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, включающий технические средства приема-передачи данных, технические средства для разграничения доступа к информации.
3-й уровень: измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) располагается в центре сбора информации (ЦСИ) ОАО «Иркутскэнерго», включающий каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением АльфаЦЕНТР АС_БЕ-5000, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии, на базе устройства синхронизации системного времени (УССВ) и автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы
(ИК).
Принцип действия АИИС КУЭ: первичные токи и напряжения в контролируемой линии передачи преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного 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 и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрических мощностей вычисляются как средние значения данных мощностей при усреднении за 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков на объектах ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго» по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений в ИВК ОАО «Иркутскэнерго» (сервер БД). Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485.
Все каналы связи являются защищенными и имеют ограниченный набор команд. Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации производится с помощью программного обеспечения в УСПД. Значения пересчетных коэффициентов трансформации защищены от изменения путём включения в хэш-код идентификационных признаков.
В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с последующей выгрузкой собранной информации в базу данных ИВК ОАО «Иркутскэнерго».
С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК) ОАО «Иркутскэнерго», где проводится контроль достоверности измерительной информации. Сигналы содержат информацию о результатах измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий УСПД и счетчиков электроэнергии) ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго». Временная задержка поступления информации не более 30 мин. По запросу возможно получение всей информации, хранящейся в базе данных АИИС.
Сопряжение УСПД с корпоративной информационно-вычислительной сетью (КИВС) ОАО «Иркутскэнерго» и затем с ИВК осуществляется посредством линий связи ОАО «Иркутскэнергосвязь», образуя основной канал передачи данных. Резервный канал связи образован посредством коммутируемого соединения (GSM модем).
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, а также хранение и отображение информации. Для контроля и мониторинга работы системы по присоединениям ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго» предусмотрены автоматизированные рабочие места (персональный компьютер). По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется предусмотренная программным обеспечением обработка измерительной информации, ее формирование, оформление справочных и отчетных документов. Отчетные документы, содержащие информацию о результатах 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии и о состоянии средств измерений, передаются в вышестоящие организации и смежные энергосистемы по основному и резервному каналам связи.
АИИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях иерархии. СОЕВ выполняет функцию синхронизации внутренних часов компонентов системы на всех уровнях АИИС КУЭ. Данная функция является централизованной. Корректировка часов на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.
На уровне ИВК ОАО «Иркутскэнерго» установлено УССВ на базе GPS-приёмника 16HVS. Настройка системных часов сервера БД ИВК ОАО «Иркутскэнерго» выполняется непосредственно от часов GPS-приёмника с помощью программного обеспечения АС_Т1ше, входящего в его комплект поставки, и синхронизирует часы при расхождении более, чем на ±1 с, сличение ежесекундное.
Корректировка внутренних часов УСПД (ИВКЭ) осуществляется по часам ИВК, коррекция происходит в случае расхождения более чем на ±1 с. Синхронизация часов УСПД является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО УСПД.
Внутренние часы счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) сличаются и при необходимости синхронизируется с часами УСПД (ИВКЭ) не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении ±2 с, и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике.
Все действия по синхронизации внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.
Все функции АИИС по обработке измерительных и служебных данных реализуются программно. Программное обеспечение имеет модульную структуру, которая обеспечивает построение отказоустойчивого, масштабируемого программно-технического комплекса. В состав программного обеспечения АИИС КУЭ входит: специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергии, УСПД и ПО сервера БД АИИС КУЭ. Программные средства сервера БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему ОС «Microsoft Windows 2000», прикладное ПО (СУБД «Oracle 9i» - система управления базами данных) и специализированное ПО «АльфаЦЕНТР», ПО коммуникатора, ПО СОЕВ. Программные средства на АРМ содержат: ОС не ниже «Microsoft Windows XP Professional», программный пакет «MS Office» - набор офисных приложений служит для просмотра отчетных форм.
В состав ПО для передачи данных в ИАСУ КУ ОАО «АТС» с использованием ЭЦП входят следующие программные продукты: средство криптографической защиты информации (СКЗИ) КриптоПро CSP, программный продукт CryptoEnergyPro, программный продукт CryptoSendMail, драйверы и утилиты, обеспечивающие согласованную работу указанных выше программ.
ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям ГОСТ 8.654-2009, свидетельство об аттестации от 31 мая 2012 г. № АПО-001-12 выдано ФГУП «ВНИИМС».
Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | |||
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО | Наименование программного модуля ПО |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | не ниже 14.05.01 | e6231ebbb9932e2864 4dddb424942f6a | Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) Amrserver.exe |
| 05e05fc7096bfb75c19 2ec398104ff23 | Драйвер ручного опроса счётчиков и УСПД Amrc.exe | ||
| 0e8f48065c12b2933c 427442c762930b | Драйвер автоматического опроса счётчиков и УСПД Amra.exe | ||
| 63a918ec9c3f63c520 4562fc06522f13 | Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | ||
| 0939ce05295fbcbbba 400eeae8d0572c | Библиотека шифрования пароля счётчиков Encryptdll.dll | ||
| b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd | Библиотека сообщений планировщика опросов Alphamess.dll | ||
Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», которое функционирует на сервере ИВК. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений. Программное обеспечение и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора данных после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных.
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных от преднамеренных изменений являются:
- средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);
- средства управления доступом (пароли);
- средства защиты на физическом уровне (HASP-ключи).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±2 единицы младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР» и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов, заводских номеров и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго»_
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт- Ктн | Наименование измеряемой величины | ||
| а £ У X | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи | Обозначение, тип, № Г ос.реестра СИ РФ, заводские номера | ||
| 1 - 26 | ТЭЦ-10 | УСПД | RTU-325-E1-256-M3-B8-G ГР № 19495-03 Зав. № 1195 | Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность | |
| 1 | ТГ-1 | ТТ КТ 0,5 Ктт =5000/5 | ТШЛ-СЭЩ-10 ГР № 37544-08 Зав. № 00664-12 (фаза А) Зав. № 00658-12 (фаза В) Зав. № 00657-12 (фаза C) | 0 о о 5 0 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=10500/100 | GSES-12D ГР № 28404-09 Зав. № 12/30833964 (фаза А) Зав. № 12/30833965 (фаза В) Зав. № 12/30833962 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1800 А1802RAL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-11 Зав.№ 01242050 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,и2 Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 2 | ТГ-2 | ТТ КТ 0,5 Ктт =6000/5 | ТШЛ-20-I ГР № 21255-08 Зав. № 129 (фаза А) Зав. № 128 (фаза В) Зав. № 137 (фаза C) | 0 о о 6 (N | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | НТМИ-18 ГР № 831-53 Зав. № 703284 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1R-4-AL-C29-T+ ГР № 14555-02 Зав.№ 1054445 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,и2 Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 3 | ТГ-3 | ТТ КТ 0,5 Ктт =6000/5 | ТШЛ-СЭЩ-20 ГР № 44631-10 Зав. № 00012-13 (фаза А) Зав. № 00008-13 (фаза В) Зав. № 00002-13 (фаза C) | 0 О О 6 21 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | GSES 24D ГР № 39350-08 Зав. № 13/30885851 (фаза А) Зав. № 13/30885852 (фаза В) Зав. № 13/30885850 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | АЛЬФА А1800 А1802RAL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-11 Зав.№ 01242050 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 4 | ТГ-4 | ТТ КТ 0,5 Ктт =6000/5 | ТШЛ-СЭЩ -20 ГР № 44631-10 Зав. № 157 (фаза А) Зав. № 159 (фаза В) Зав. № 162 (фаза C) | 216000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | GSES 24D ГР № 39350-08 Зав. № 11/30747194 (фаза А) Зав. № 11/30747193 (фаза В) Зав. № 11/30747192 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1800 А1802RAL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-11 Зав.№ 01242050 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 5 | ТГ-5 | ТТ КТ 0,5 Ктт =6000/5 | ТПШФ-20 ГР № 519-50 Зав. № 3019 (фаза А) Зав. № 3017 (фаза В) Зав. № 3016 (фаза C) | 216000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | НТМИ-18 ГР № 831-53 Зав. № 725687 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(кварУч | АЛЬФА А1R-4-AL-C29-T+ ГР № 14555-02 Зав.№ 1054447 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 6 | ТГ-6 | ТТ КТ 0,5 Ктт =6000/5 | ТПШФ-20 ГР № 519-50 Зав. № 3355 (фаза А) Зав. № 3534 (фаза В) Зав. № 3530 (фаза C) | 216000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | НТМИ-18 ГР № 831-53 Зав. № 715930 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1R-4-AL-C29-T+ ГР № 14555-02 Зав.№ 1070465 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 7 | ТГ-7 | ТТ КТ 0,5 Ктт =6000/5 | ТПШФ-20 ГР № 519-50 Зав. № 3354 (фаза А) Зав. № 3357 (фаза В) Зав. № 3422 (фаза C) | 216000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | НТМИ-18 ГР № 831-53 Зав. № 731562 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1R-4-AL-C29-T+ ГР № 14555-02 Зав.№ 1070464 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота |
| 8 | ТГ-8 | ТТ КТ 0,5 Ктт =6000/5 | ТПШФ-20 ГР № 519-50 Зав. № 3553 (фаза А) Зав. № 3495 (фаза В) Зав. № 3491 (фаза C) | 216000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | НТМИ-18 ГР № 831-53 Зав. № 758706 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1800 А1802RAL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-11 Зав.№ 01202086 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 9 | ОРУ 110 кВ ВЛ 110 кВ «Ново-Ленино» | ТТ КТ 0,2 Ктт =1000/5 | ТВГ-110-0,2 ГР № 22440-07 Зав. № А314-10 (фаза А) Зав. № А365-10 (фаза В) Зав. № А364-10 (фаза C) | 220000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 | НАМИ-110 УХЛ1 ГР № 24218-08 Зав. № 4815 (фаза А) Зав. № 4816 (фаза В) Зав. № 4821 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1800 А1802RАL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01207974 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 10 | ОРУ 110 кВ ВЛ 110 кВ «Урик А» | ТТ КТ 0,5 Ктт =1000/5 | ТФМ-110-II У1 ГР № 16023-97 Зав. № 3403 (фаза А) Зав. № 4894 (фаза В) Зав. № 3831 (фаза C) | 220000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 | НАМИ-110 УХЛ1 ГР № 24218-08 Зав. № 4815 (фаза А) Зав. № 4816 (фаза В) Зав. № 4821 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | АЛЬФА А1800 А1802RАL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01211443 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 11 | ОРУ 110 кВ ВЛ 110 кВ «ТЭЦ-9» | ТТ КТ 0,5 Ктт =1000/5 | ТФМ-110-II У1 ГР № 16023-97 Зав. № 4768 (фаза А) Зав. № 4785 (фаза В) Зав. № 3894 (фаза C) | 220000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 | НАМИ-110 УХЛ1 ГР № 24218-08 Зав. № 4815 (фаза А) Зав. № 4816 (фаза В) Зав. № 4821 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | АЛЬФА А1800 А1802RАL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01195034 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота |
| 12 | ОРУ 110 кВ ВЛ 110 кВ «Урик Б» | ТТ КТ 0,5 Ктт =1000/5 | ТФМ-110-II У1 ГР № 16023-97 Зав. № 4762 (фаза А) Зав. № 4317 (фаза В) Зав. № 4344 (фаза C) | 220000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 | НАМИ-110 УХЛ1 ГР № 24218-08 Зав. № 4820 (фаза А) Зав. № 4822 (фаза В) Зав. № 4823 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01207972 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 13 | ОРУ 110 кВ ВЛ 110 кВ «Водозабор-1» | ТТ КТ 0,5 Ктт =1000/5 | ТФМ-110-II У1 ГР № 16023-97 Зав. № 4332 (фаза А) Зав. № 4783 (фаза В) Зав. № 4789 (фаза C) | 220000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 | НАМИ-110 УХЛ1 ГР № 24218-08 Зав. № 4820 (фаза А) Зав. № 4822 (фаза В) Зав. № 4823 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | АЛЬФА А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01207973 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 14 | ОРУ 110 кВ ВЛ 110 кВ «Иркутская» | ТТ КТ 0,2 Ктт =2000/5 | ТВГ-110-0,2 ГР № 22440-02 Зав. № 314-8 (фаза А) Зав. № 310-8 (фаза В) Зав. № 309-8 (фаза C) | 440000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 | НАМИ-110 УХЛ1 ГР № 24218-08 Зав. № 4815 (фаза А); Зав. № 4816 (фаза В); Зав. № 4821 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | АЛЬФА А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 Зав.№ 1211442 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 15 | ОРУ 110 кВ ВЛ 110 кВ ОВ | ТТ КТ 0,2 Ктт =2000/5 | ТВГ-110-0,2 ГР № 22440-02 Зав. № 358-10 (фаза А); Зав. № 357-10 (фаза В); Зав. № 356-10 (фаза C) | 440000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 | НАМИ-110 УХЛ1 ГР № 24218-08 Зав. № 4815 (фаза А); Зав. № 4816 (фаза В); Зав. № 4821 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | АЛЬФА А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 Зав.№ 01211445 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота |
| 16 | Ввод 18 кВ Т-3АБ | ТТ КТ 0,5 Ктт =1500/5 | ТПЛ-35 ГР № 21253-01 Зав. № 47 (фаза А) Зав. № 51 (фаза в) Зав. № 52 (фаза C) | 54000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | GSES 24D ГР № 39350-08 Зав. № 13/30885851 (фаза А) Зав. № 13/30885852 (фаза В) Зав. № 13/30885850 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1800 А1802RАL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01256925 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное," Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 17 | Ввод 18 кВ Т-4АБ | ТТ КТ 0,5 Ктт =1500/5 | ТПЛ-35 ГР № 21253-01 Зав. № 158 (фаза А) Зав. № 51 (фаза В) Зав. № 52 (фаза C) | 0 О 0 4 5 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | GSES 24D ГР № 39350-08 Зав. № 11/30747194 (фаза А) Зав. № 11/30747193 (фаза В) Зав. № 11/30747192 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(кварУч | АЛЬФА А1800 А1802RАL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01225783 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное," Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 18 | Ввод 18 кВ Т-5АБ | ТТ КТ 0,5 Ктт =1000/5 | ТПОФУ-20 ГР № 518-50 Зав. № 432 (фаза А) Зав. № 433 (фаза C) | о о 0 6 т | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | НТМИ-18 ГР № 831-53 Зав. № 725687 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,5S (А)/1(R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | ЕвроАЛЬФА ЕА05КТ-В-3 ГР № 16666-97 Зав.№ 01070183 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное," Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 19 | Ввод 18 кВ Т-6АБ | ТТ КТ 0,5 Ктт =1000/5 | ТПОФУ-20 ГР № 518-50 Зав. № 413 (фаза А) Зав. № 412 (фаза C) | о о 0 6 т | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | НТМИ-18 ГР № 831-53 Зав. № 715930 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,5S (А)/1^) КСЧ=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | ЕвроАЛЬФА ЕА05КТ-В-3 ГР № 16666-97 Зав.№ 1070170 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное," Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 20 | Ввод 18 кВ Т-7АБ | ТТ КТ 0,5 Ктт =1000/5 | ТПОФУ-20 ГР № 518-50 Зав. № 434 (фаза А) Зав. № 438 (фаза C) | о о 0 6 т | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | НТМИ-18 ГР № 831-53 Зав. № 731562 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,5S (А)/1(R) Ксч=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | ЕвроАЛЬФА ЕА05КТ-В-3 ГР № 16666-97 Зав.№ 1070176 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное," Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота |
| 21 | Ввод 18 кВ Т-8АБ | ТТ КТ 0,5 Ктт =1000/5 | ТПОФУ-20 ГР № 518-50 Зав. № 514 (фаза А) Зав. № 431 (фаза C) | 36000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=18000/100 | НТМИ-18 ГР № 831-53 Зав. № 758706 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,5S (А)/1(Я) КСЧ=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | ЕвроАЛЬФА ЕА05КЬ-В-3 ГР № 16666-97 Зав.№ 1070166 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,и2 Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 22 - 26 | ПС «Водозабор-2» КЛ-6 кВ | УСПД | RTU-325-E1-128-M3-B4-G ГР № 19495-03 Зав. № 000449 | Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность | |
| 22 | Ввод 110 кВ Т-1 ПС «Водозабор-2» | ТТ КТ 0,5 Ктт =1500/5 | ТОЛ-10 ГР № 7069-02 Зав. № 4568 (фаза А) Зав. № 4560 (фаза C) | 18000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=6000/100 | НОМ-6 ГР № 159-49 Зав. № 451 (фаза А) Зав. № 455 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,5S (А)/1(Я) КСЧ=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | АЛЬФА А1800 А1805RL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01273095 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,и2 Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 23 | Ввод 110 кВ Т-2 ПС «Водозабор-2» | ТТ КТ 0,5 Ктт =1500/5 | ТОЛ-10 ГР № 7069-02 Зав. № 4598 (фаза А) Зав. № 225 (фаза C) | 18000 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=6000/100 | НОМ-6 ГР № 159-49 Зав. № 07 (фаза А) Зав. № 25 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,5S (А)/1(Я) КСЧ=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | АЛЬФА А1800 А1805RL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01273096 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 24 | ПС «Водозабор-2» КЛ-6 кВ яч. 2 «Сибизмир» | ТТ КТ 0,5 Ктт =100/5 | ТОЛ-10 ГР № 7069-02 Зав. № 694 (фаза А) Зав. № 2128 (фаза C) | 1200 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=6000/100 | НОМ-6 ГР № 159-49 Зав. № 451 (фаза А) Зав. № 475 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,5S (А)/1(Я) КСЧ=1 ,К=5000имп/кВт(квар)^ч | АЛЬФА А1800 А1805RL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01273094 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,^ Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота |
| 25 | ПС «Водозабор-2» КЛ-6 кВ яч. 5 «ХПВ-1» (Водоканал) | ТТ КТ 0,5 Ктт =300/5 | ТОЛ-10 ГР № 7069-02 Зав. № 18932 (фаза А) Зав. № 7370 (фаза C) | 3600 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=6000/100 | НОМ-6 ГР № 159-49 Зав. № 451 (фаза А) Зав. № 475 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,5S (А)/1^) КСЧ=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1800 А1805RL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01273091 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное," Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота | |||
| 26 | ПС «Водозабор-2» КЛ-6 кВ яч. 22 «ХПВ-2» (Водоканал) | ТТ КТ 0,5 Ктт =300/5 | ТОЛ-10 ГР № 7069-02 Зав. № 11125 (фаза А) Зав. № 11944 (фаза C) | 3600 | Ток первичный, I1 |
| ТН КТ 0,5 Ктн=6000/100 | НОМ-6 ГР № 159-49 Зав. № 07 (фаза А) Зав. № 25 (фаза C) | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик КТ 0,5S (А)/1^) КСЧ=1 ,К=5000имп/кВт(квар)-ч | АЛЬФА А1800 А1805RL-P4GB-DW-4 ГР № 31857-06 № 01273089 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное," Календарное время Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Коэффициент мощности Частота |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Иркутскэнерго» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
(функция автоматизирована) по 4-м каналам - на глубину 63 дня; ЕвроАЛЬФА - на глубину 74 дня; Альфа А1800 - на глубину 180 дней;
- УСПД RTU-325 - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 суток, сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет (функция автоматизирована);
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее
3,5 лет (функция автоматизирована).
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_
| № ИК | Активная электроэнергия и мощность | ||||||||||
| Класс точности | Знач cosj | ±52%p, [ %] для диапазона W P2%£ W pm<W p5% | ±§5%Р, [ %] для диапазона WP5%< W pm<W Р20% | ±520%p, [ %] для диапазона ^20%<^изм< Wp100% | ±5100%p, [ %] для диапазона WP100%<WPизм<WP120% | ||||||
| ТТ | ТН | Сч. | |||||||||
| 9, 14, 15 | 0,2 | 0,2 | 0,2S | 1 | не нормируют | 1,1 | 0,8 | 0,7 | |||
| 0,8 | не нормируют | 1,4 | 0,9 | 0,9 | |||||||
| 0,5 | не нормируют | 2,1 | 1,3 | 1,1 | |||||||
| 10-13 | 0,5 | 0,2 | 0,2S | 1 | не нормируют | 1,8 | 1,1 | 0,9 | |||
| 0,8 | не нормируют | 2,9 | 1,6 | 1,2 | |||||||
| 0,5 | не нормируют | 5,3 | 2,8 | 2,0 | |||||||
| 1 - 8 | 0,5 | 0,5 | 0,2S | 1 | не нормируют | 1,9 | 1,2 | 1,0 | |||
| 0,8 | не нормируют | 2,9 | 1,7 | 1,4 | |||||||
| 0,5 | не нормируют | 5,5 | 3,0 | 2,3 | |||||||
| 16-26 | 0,5 | 0,5 | 0,5S | 1 | не нормируют | 2,2 | 1,6 | 1,5 | |||
| 0,8 | не нормируют | 3,1 | 2,1 | 1,8 | |||||||
| 0,5 | не нормируют | 5,6 | 3,2 | 2,6 | |||||||
| № ИК | Реактивная электроэнергия и мощность | ||||||||||
| Класс точности | Знач. cos9/ sin9 | ±52%Q, [ %] для диапазона W Q2%< W Qизм<W Q5% | ±85%q, [ %] для диапазона W Q50/„<W Q™<W Q20% | ±d20%Q, [ %] для диапазона W Q20%<W Q™<W Q100% | ±5100%q, [ %] для диапазона W Q100%<W Qизм<W Q120% | ||||||
| ТТ | ТН | Сч. | |||||||||
| 9, 14, 15 | 0,2 | 0,2 | 0,5 | 0,8/0,6 | не нормируют | 2,3 | 1,6 | 1,5 | |||
| 0,5/0,87 | не нормируют | 2,0 | 1,5 | 1,5 | |||||||
| 10-13 | 0,5 | 0,2 | 0,5 | 0,8/0,6 | не нормируют | 4,5 | 2,5 | 2,0 | |||
| 0,5/0,87 | не нормируют | 2,9 | 1,9 | 1,6 | |||||||
| 1 - 8 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,8/0,6 | не нормируют | 4,6 | 2,7 | 2,2 | |||
| 0,5/0,87 | не нормируют | 2,9 | 2,0 | 1,8 | |||||||
| 16-26 | 0,5 | 0,5 | 1 | 0,8/0,6 | не нормируют | 5,3 | 3,9 | 3,6 | |||
| 0,5/0,87 | не нормируют | 4,1 | 3,4 | 3,2 | |||||||
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности;
2 Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02)Цном; ток (1 - 1,2)1ном, cos^ = 1;
- температура окружающей среды (20±5) °С;
3 Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1)ином; ток (0,05 - 1,2)/ном, cos^ = 0,5инд - 1;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 50 до +45°С, для счетчиков от минус 40 до +55 °С, для УСПД от 0 до +70 °С;
4 В Таблице 3 приняты следующие обозначения:
Wp2% (Wq2%) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);
Wp5% (Wq5%) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;
W™ % (Wq20%) - значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;
Wh^o/o (Wq100%) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка); Whwo (Wq120%) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-6 ОАО «Иркутскэнерго».
приведена в таблице 4:
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго»
| № | Наименование | № Г осреестра СИ РФ | Класс точности СИ, количество, шт. |
| 1. | Основные измерительные средства учета электроэнергии и мощности | ||
| 1.1 | Измерительные трансформаторы тока | ||
| 1.1.1 | ТВГ-110-0,2 | ГР № 22440-07 | КТ 0,2 (9 шт.) |
| 1.1.2 | ТФМ-110-II У1 | ГР № 16023-97 | КТ 0,5 (12 шт.) |
| 1.1.3 | ТПЛ-35 | ГР № 21253-01 | КТ 0,5 (6 шт.) |
| 1.1.4 | ТПОФУ-20 | ГР № 518-50 | КТ 0,5 (8 шт.) |
| 1.1.5 | ТПШФ-20 | ГР № 519-50 | КТ 0,5 (12 шт.) |
| 1.1.6 | ТШЛ-20-I | ГР № 21255-08 | КТ 0,5 (3 шт.) |
| 1.1.7 | ТШЛ-СЭЩ-20 | ГР № 44631-10 | КТ 0,5 (6 шт.) |
| 1.1.8 | ТОЛ-10 | ГР № 7069-02 | КТ 0,5 (15 шт.) |
| 1.1.9 | ТШЛ-СЭЩ -10 | ГР № 37544-08 | КТ 0,5 (3 шт.) |
| 1.2 | Измерительные трансформаторы напряжения | ||
| 1.2.1 | НАМИ-110 УХЛ1 | ГР № 24218-08 | КТ 0,2 (6 шт.) |
| 1.2.2 | GSES 24D | ГР № 39350-08 | КТ 0,5 (12 шт.) |
| 1.2.3 | НТМИ-18 | ГР № 831-53 | КТ 0,5 (15 шт.) |
| 1.2.4 | GSES-12D | ГР № 28404-09 | КТ 0,5 (3 шт.) |
| 1.2.5 | НОМ-6 | ГР № 159-49 | КТ 0,5 (15 шт.) |
| 1.3 | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | ||
| 1.3.1 | АЛЬФА АЖ-4^-С29-Т+ | ГР № 14555-02 | КТ 0^(А) по ГОСТ 30206-94 0,5(R) по ГОСТ 26035-83 (6шт.) |
| 1.3.2 | АЛЬФА А1800 А1802RAL-P4GB -DW-4 | ГР № 31857-11 | КТ 0^(А) по ГОСТ Р 52323-2005 0,5(R) по ГОСТ Р 52425-2005(13шт) |
| 1.3.3 | АЛЬФА А1800 А1805RL-P4GB-DW-4 | КТ 0^(А) по ГОСТ Р 52323-2005 1(R) по ГОСТ Р 52425-2005 (5 шт.) | |
| 1.3.4 | ЕвроАЛЬФА ЕА05КЬ-В-3 | ГР № 16666-97 | КТ 0^(А) по ГОСТ 30206-94 1(R) по ГОСТ 26035-83 (10 шт.) |
| 1.4 | Комплекс аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД RTU-300 | ||
| 1.4.1 | RTU-300 RTU-325-E1-256-M3-B8-G | ГР № 19495-03 | сбор измерительной информации от счетчиков (1 шт.) |
| 1.4.2 | RTU-300 RTU-325-E1-128-M3-B4-G | сбор измерительной информации от счетчиков (1 шт.) | |
| 1.5 | Устройство синхронизации системного времени (УССВ) | ||
| 1.5.1 | УССВ-16HVS | - | синхронизация часов компонентов АИИС КУЭ (1 шт.) |
| 1.6 | Сервер (ИВК), коммуникатор | ||
| 1.6.1 | Сервер базы данных (БД) | - | сбор измерительной информации с УСПД и/или счетчиков (1 шт.) |
| 2 | Программные компоненты | ||
| 2.1 | Системное (базовое) ПО, установленное на компьютере типа IBM PC | - | ОС «Microsoft Windows 2000» ОС «Microsoft Windows XP Professional» |
| 2.2 | Прикладное ПО, установленное на компьютере типа IBM PC | - | СУБД «Oracle 9i»; «MS Office» |
| 2.3 | Специализированное ПО, установленное на компьютере типа IBM PC | ГР № 44595-10 | ПО «АльфаЦЕНТР», модуль AC LaрTop - для ноутбука |
| 2.4 | - | КриптоПро CSP, CryptoEnergyPro, CryptoSendMail | |
| 2.5 | Специализированное встроенное ПО УСПД | ГР № 19495-03 | ПО RTU-325 SWV1.00, EMFPLUS, ALPHAPLUS AEP |
| 2.6 | Специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергии | ГР № 14555-02 | ПО «ALPHAPLU S_AP» |
| 3 | Эксплуатационная документация | ||
| 3.1 | Методика поверки АИИС КУЭ | - | 1 экз. |
| 3.2 | Руководство по эксплуатации АИИС КУЭ | - | 1 экз. |
| 3.3 | Паспорт-формуляр АИИС КУЭ | - | 1 экз. |
| 3.4 | Руководство пользователя АИИС КУЭ | - | 1 экз. |
| 3.5 | Техническая документация на комплектующие изделия | - | 1 комплект |
осуществляется по документу МП 010-2014 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго». Методика поверки», утвержденному Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» в октябре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом: «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа АЛЬФА. Методика поверки» ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», 1999 г.;
- средства поверки комплексов аппаратно-программных средств на основе УСПД серии RTU-300 в соответствии с документом: «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», ДИЯМ 466453.005 ФГУП ВНИИМС, 2003 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01 (Гос.реестр № 27008-04);
- переносной инженерный пульт - ноутбук с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
- программный пакет АльфаЦЕНТР AC_SE-5000, ПО «ALPHAPLUS_AP» для конфигурации и опроса счетчиков АЛЬФА.
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием АИИС КУЭ ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго»; разработанной и аттестованной ВСФ ФГУП «ВНИИФТРИ», 2014 г. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 10-01.00294-2014 от 17.10.2014 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго»:
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-10 ОАО «Иркутскэнерго».
- при осуществлении торговли.
