Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО "Россети Волга" - "Оренбургэнерго" для работы на оптовом рынке электроэнергии АО "ЭнергосбыТ Плюс"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Волга» - «Оренбургэнерго» для работы на оптовом рынке электроэнергии АО «ЭнергосбыТ Плюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных филиала ПАО «Россети Волга» - «Оренбургэнерго» (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующих УСПД, где выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование, хранение и передача полученных данных.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

От сервера информация в виде xml-макетов установленных форматов передаётся на сервер АИИС КУЭ ОАО «Энергосбыт Плюс (ЕЦСОИ)».

Передача информации от ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера. Встроенный приемник УСПД обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД (установленного на ПС 110 кВ Октябрьская) осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении с часами УСПД (установленного на ПС 110 кВ Октябрьская) на ±2 с.

Сравнение показаний часов остальных УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующих УСПД осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами УСПД на ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД, сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Волга» - «Оренбургэнерго» для работы на оптовом рынке электроэнергии АО «ЭнергосбыТ Плюс».

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование

точки

измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 35 кВ Дружба, ОРУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Дружба - Ку-жанак

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 30/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

HP ProLiant BL460c G1

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

2

ПС 110 кВ Са-ракташская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, яч.

9, ВЛ 35 кВ Саракташская -Абзаново

ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 75/5

Рег. № 26418-04 Фазы: А; С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

3

ПС 110 кВ Октябрьская ВЛ-110 кВ Ок-тябрьская-Ку-мертау

ТФЗМ 110Б-ГУ Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0 4, 7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

4

ПС 110 кВ Октябрьская, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.8, ВЛ 10 кВ ф. 1

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704919

Актив

ная

Реактив

ная

1,3 2, 5

3,3 5, 3

5

ПС 110 кВ Тюльганская, ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Ку-мертау-Тюль-ганская

ТВГ-110 Кл.т. 0,2 300/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С

ЗНГА-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904

HP ProLiant BL460c G1

Актив

ная

Реактив

ная

0,6

1,1

1.4

2.5

6

ПС 110 кВ Тюльганская, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Кумертау -Разрез с отпайкой в сторону ПС 110 кВ Тюльганская

ТВГ-110 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С

ЗНГА-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904

Актив

ная

Реактив

ная

1,0

2,0

2,9

4,6

7

ПС 110 кВ Тюльганская ВЛ-110 кВ Тюльганская -Исянгулово с отпайкой на ПС 110 кВ Поселковая

ТВГ-110 Кл.т. 0,2 300/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С

ЗНГА-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 20175-01

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904

HP ProLiant BL460c G1

Актив

ная

Реактив

ная

0,8 1, 5

2,1 3, 5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

8

ПС 110 кВ Тюльганская, ОРУ 110 кВ, ОМВ 110 кВ

ТВГ-110 Кл.т. 0,2 300/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С

ЗНГА-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904

Актив

ная

Реактив

ная

0,6 1, 1

1,4

2, 5

9

ПС 110 кВ Тюльганская ВЛ-110 кВ Тюльганская-Разрез 1ц с отпайкой на ПС 110 кВ Поселковая

ТВГ-110 Кл.т. 0,2 300/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С

ЗНГА-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 20175-01

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904

Актив

ная

Реактив

ная

0,8 1, 5

2,1 3, 5

10

ПС 110 кВ Тюльганская ВЛ-110 кВ Тюльганская-Разрез 2 ц

ТВГ-110 Кл.т. 0,2 300/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С

ЗНГА-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904

Актив

ная

Реактив

ная

0,8

1,5

2,1

3,5

11

ПС 110 кВ Разрез, ОРУ-110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Кумертау -Разрез с отпайкой в сторону ПС 110 кВ Тюльганская

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

НКФ110-83 У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904

HP ProLiant BL460c G1

Актив

ная

Реактив

ная

1,3 2, 5

3,3 5, 3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110 кВ Раз-

рез ВЛ 110кВ Тюльганская-Разрез 1 ц с отпайкой на ПС 110 кв Поселковая

ТФЗМ-110Б-ГУ1

НКФ110-83 У1

Актив-

12

Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704904

ная

Реактив

ная

1,1

2, 3

3,0 4, 6

ПС 110 кВ Раз-

ТФЗМ-110Б-ГУ1

НКФ110-83 У1

Актив-

рез

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01

ЭКОМ-3000

ная

1,3

3,3

13

ВЛ 110кВ

150/5

110000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 17049-

Тюльганская-

Рег. № 2793-71

Рег. № 1188-84

Рег. № 27524-04

04

Реактив-

2, 5

5, 3

Разрез 2ц

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

ная

14

ПС 110 кВ Разрез, ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ

ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 300/5

НКФ110-83 У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03.02 Кл.т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 2793-71

Рег. № 1188-84

Рег. № 27524-04

04

Реактив-

2,3

4,6

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

ная

ТЛМ-10

НАМИТ-10

Актив-

ПС 110 кВ По

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

ЭКОМ-3000

ная

1,3

3,3

15

селковая

800/5

10000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 17049-

Ввод Т1 10кВ

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 16687-97 Фазы: АВС

Рег. № 36697-08

04

HP ProLiant

Реактив

ная

2,5

5,7

ТЛМ-10

НАМИТ-10

BL460c G1

Актив-

ПС 110 кВ По

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

ЭКОМ-3000

ная

1,3

3,3

16

селковая

800/5

10000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 17049-

Ввод Т2 10кВ

Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

Рег. № 16687-97 Фазы: АВС

Рег. № 36697-08

04

Реактив

ная

2,5

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Т-0,66

Актив-

ПС 110 кВ Поселковая ТСН

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09

ЭКОМ-3000

ная

1,0

3,2

17

200/5 Рег. № 22656-07 Фазы: А; В; С

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

Рег. № 1704904

Реактив

ная

2, 1

5, 6

ПС 110 кВ Речная, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-1 110кВ

ТФЗМ-110Б-ГУ1

НКФ110-83 У1

Актив-

18

Кл.т. 0,5 100/5

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-

ная

1,3

3,3

Рег. № 2793-71

Рег. № 1188-84

Рег. № 36697-08

04

Реактив-

2,5

5,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

ная

ПС 110 кВ Речная, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-2 110кВ

ТФЗМ-110Б-ГУ1

НКФ110-83 У1

Актив-

19

Кл.т. 0,5 50/5

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-

ная

1,3

3,3

Рег. № 2793-71

Рег. № 1188-84

Рег. № 36697-08

04

Реактив-

2,5

5,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

ная

ПС 110 кВ

ТФНД-110М

НКФА-123

Актив-

Колтубанов-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М

ЭКОМ-3000

ная

1,0

2,9

20

ская, ОРУ-110

150/5

110000/V3/100/V3

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 17049-

кВ, Ввод Т-1

Рег. № 2793-71

Рег. № 49583-12

Рег. № 36697-08

04

Реактив-

2,0

4,6

110 кВ

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

ная

ПС 110 кВ

ТФНД-110М

НКФА-123

Актив-

Колтубанов-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М

ЭКОМ-3000

HP ProLiant BL460c G1

ная

1,0

2,9

21

ская, ОРУ-110

300/5

110000/V3/100/V3

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 17049-

кВ, Ввод Т-2

Рег. № 2793-71

Рег. № 49583-12

Рег. № 36697-08

04

Реактив-

2, 0

4, 6

110 кВ

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

ная

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов

компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях

относительно шкалы

±5 с

времени UTC(SU)

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% от 1ном; cos9 = 0,8инд.

4    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

21

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и

УСПД, °С

от 0 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +20

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 36697-12):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

75000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

50000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

10

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;

пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35А-У1

2

Трансформаторы тока

ТФЗМ 35А-ХЛ1

2

Трансформаторы тока

ТФЗМ 110Б-ГУ

3

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

6

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-110

18

Трансформаторы тока измерительные

ТФЗМ-110Б-ГУ1

18

Трансформаторы тока

Т-0,66

3

Трансформаторы тока измерительные

ТФНД-110М

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

1

Трансформаторы напряжения

ЗНГА-110

6

Трансформаторы напряжения

НКФ110-83У1

15

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

2

Трансформаторы напряжения

НКФА-123

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

13

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

6

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

2

Устройства сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

8

Сервер сбора и баз данных филиала ПАО «Россети Волга» - «Оренбургэнерго»

HP ProLiant BL460c G1

1

Паспорт-формуляр

ЭНСТ.411711.141.2ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ филиала ПАО «Россети Волга» - «Оренбургэнерго» для работы на оптовом рынке электроэнергии АО «ЭнергосбыТ Плюс», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «Россети Волга» - «Оренбургэнерго» для работы на оптовом рынке электроэнергии АО «ЭнергосбыТ Плюс»

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

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

Развернуть полное описание