Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «РУСАЛ Урал» (Красногорская ТЭЦ) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации, формирования отчетных документов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс точек измерения электроэнергии (ИИК ТИ), предназначенный для измерения и учета электрической энергии и мощности и включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя:
- устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (УСПД), оснащенное устройством синхронизации времени;
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя:
- технические средства для организации локальной вычислительной сети, разграничения прав доступа к информации, приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- компьютера в серверном исполнении (сервер баз данных) и автоматизированных рабочих мест (АРМ), оснащенных специализированными программными комплексами (далее по тексту - ПО) «Энергосфера».
Первый уровень АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках измерений. ТТ и ТН преобразуют входные токи и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков. Счетчик с заданной периодичностью измеряет входные значения токов и напряжений и использует полученные значения для расчетов средней за период активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Полученные результаты интегрируются на получасовых интервалах и сохраняются во внутреннем формате в памяти счетчика с привязкой к текущему времени (профили нагрузки).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на вход УСПД - второй уровень АИИС КУЭ, где обеспечивается:
- сбор измерительной и диагностической информации с ИИК ТИ;
- контроль достоверности измерительной информации;
- ведение журнала событий УСПД;
- предоставление доступа к собранной информации и журналу событий;
- периодическая синхронизация времени в УСПД и в обслуживаемых УСПД счетчиках;
- диагностика работы технических средств;
- хранение данных о состоянии средств измерений;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.
Третий уровень АИИС КУЭ обеспечивает:
- автоматический сбор и хранение результатов измерений;
- обработку результатов измерений, в том числе вычисление полученных значений электрической энергии и средней мощности с учетом коэффициентов трансформации используемых ТТ и ТН;
- автоматическую диагностику состояния средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- формирование архива измеренных величин;
- формирование архива технической и диагностической информации;
- доступ к коммерческой информации;
- доступ к технологической и диагностической информации;
- формирование сальдо по электропотреблению;
- контроль за состоянием программно-технических средств АИИС КУЭ;
- отображение полученной информации на дисплее компьютера и вывод на печать;
- формирование отчетных документов.
АИИС КУЭ осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные с результатами измерений передаются с ИВК в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ) и розничного рынка электроэнергии (РРЭ), в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам за электронно-цифровой подписью в формате xml-файлов в соответствии с регламентами ОРЭМ по каналам связи Internet.
СОЕВ АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое измерение времени и ведение календаря с помощью внутренних часов счетчиков, УСПД и сервера баз данных. Синхронизация системного времени с календарным обеспечивается с помощью встроенного в УСПД
ЭКОМ-3000 модуля GPS - GPS-приемника сигналов точного времени типа АСЕ III GPS. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется каждые
2 минуты, корректировка времени выполняется при достижении расхождения времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени счетчиков выполняется при достижении расхождения времени счетчика и УСПД ±3 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера баз данных отражают: время коррекции (дата, часы, минуты) показаний часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энергосфера». Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Энергосфера» указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО «Энергосфера» «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
| № ИК | Наименование объекта (электростанция, подстанция) наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 1 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 5 ТГ-1 | ТЛШ-10 2000/5 кл.т. 0,5S рег. № 11077-07 | ЗНОЛП 10500:V3/100:V3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04 |
| 2 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 96-3 ТГ-2 | ТЛШ-10 2000/5 кл.т. 0,5S рег. № 11077-07 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 3 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 12 ТГ-4 | ТЛШ-10 2000/5 кл.т. 0,5S рег. № 11077-07 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 4 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 41 ТГ-5 | ТЛШ-10 2000/5 кл.т. 0,5S рег. № 11077-07 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 5 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 10 ТГ-6 | ТЛШ-10 2000/5 кл.т. 0,5S рег. № 11077-07 | ЗНОЛП 10500:V/3/100:V3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 6 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 9-2 ТГ-9 | ТЛШ-10 2000/5 кл.т. 0,5S рег. № 11077-07 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 7 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 82-3 ТГ-10 | ТЛШ-10 2000/5 кл.т. 0,5S рег. № 11077-07 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| № ИК | Наименование объекта (электростанция, подстанция) наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 8 | КрТЭЦ ОРУ-110 ВЛ-110 кВ КрТЭЦ - Каменская-1 | ТРГ- 110 II* 600/5 кл.т. 0,2 рег. № 26813-06 | НКФ-110-57 110000:^3/ 100:V3 кл.т. 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04 |
| 9 | КрТЭЦ ОРУ-110 ВЛ-110 кВ КрТЭЦ - Каменская-2 | JKF 123/245 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 36507-07 | НКФ110-83У1 110000:^3/ 100:V3 кл.т. 0,5 рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 10 | КрТЭЦ ОРУ-110 ВЛ-110 кВ КрТЭЦ - Травянская-2 | ТОГ-110 600/5 кл.т. 0,2S рег. № 49001-12 | НКФ-110-57 110000:^3/ 100: V3, кл.т. 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 11 | КрТЭЦ ОРУ-110 ВЛ-110 кВ КрТЭЦ - Травянская-1 | JKF 123/245 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 36507-07 | НКФ-110-57 110000:^3/ 100:V3 кл.т. 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 12 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 62 ф. Стройбаза | ТОЛ-10-I 100/5 кл.т. 0,5S рег. № 15128-07 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 13 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 60 ф. ГВУРА | ТОЛ-10-I 100/5 кл.т. 0,5S рег. № 15128-07 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| № ИК | Наименование объекта (электростанция, подстанция) наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 14 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 7 ПС-1 ф. 1 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04 |
| 15 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 90-3 ПС-1 ф. 2 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 16 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 39 ПС-1 ф. З | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0.2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 17 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 78-3 ПС-1 ф. 4 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 18 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 11 ПС-10 ф. 1 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 19 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 51 ПС-10 ф. 2 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 20 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 70 ПС-10 ф. З | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| № ИК | Наименование объекта (электростанция, подстанция) наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 21 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 9 ПС-13 ф. 1 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04 |
| 22 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 55 ПС-13 ф. 2 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 23 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 80-3 ПС-20 ф. 1 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 24 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 13 ПС-20 ф. 2 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 25 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 94-3 ПС-45 ф. 1 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 26 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 57 ПС-45 ф. 2 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 27 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 76-3 ПС-71 ф. 1 | ТПОЛ-10 1500/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0.2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| № ИК | Наименование объекта (электростанция, подстанция) наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 28 | КрТЭЦРУ-10 кВ яч. 28 ПС-71 ф. 2 | ТПОЛ-10 750/5 кл.т. 0,5S рег. № 1261-08 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04 |
| 29 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 6-2 ПС-80 ф. 1 | ТЛШ-10, 2000/5, кл.т. 0,5S рег. № 11077-07 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 30 | КрТЭЦ РУ-10 кВ яч. 88-3 ПС-80 ф. 2 | ТЛШ-10 2000/5 кл.т. 0,5S рег. № 11077-07 | ЗНОЛП 10500:^3/100:^3 кл.т. 0,5 рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| Примечания: 1 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 изменение (улучшение) указанных в таблице 3 метрологических характеристик ИК АИИС КУЭ. 2 Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Доверительные границы относительной погрешности измерения | |
| электрической энергии и средней мощности, %: | |
| - активной | |
| - для ИК №№ 8, 10 | ±0,9 |
| - для ИК №№ 1-7, 9, 11-30 | ±1,1 |
| - реактивной - для ИК №№ 8, 10 | ±1,8 |
| - для ИК №№ 1-7, 9, 11-30 | ±2,7 |
| Доверительные границы относительной погрешности измерения | |
| электрической энергии и средней мощности в рабочих условиях, %: | |
| - активной | |
| - для ИК №№ 8, 10 | ±1,7 |
| - для ИК №№ 1-7, 9, 11-30 | ±3,0 |
| - реактивной - для ИК № 8 | ±2,2 |
| - для ИК № 10 | ±2,7 |
| - для ИК №№ 1-7, 9, 11-30 | ±5,1 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения энергии, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления | ±0,01 |
| средней мощности, % | |
| Пределы допускаемой погрешности хранения формируемой шкалы | |
| времени в автономном режиме за сутки (погрешность системы обеспечения единого времени), с | ±5 |
| Примечания: | |
| 1 Характеристики погрешности ИК АИИС КУЭ даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовых). |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. 3 Значения погрешности в рабочих условиях для ИК №№ 1-7, 9-30 указаны для тока, равного |
| 2 % от !ном , для ИК № 8 - для тока, равного 5 % от !ном, и cos j = 0,8 инд. для всех ИК. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 30 |
| Нормальные условия: | |
| - параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos j | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации: | |
| - параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | |
| для ИК №№ 1-7, 9-30 | от 2 до 120 |
| для ИК № 8 | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos j | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - температура окружающей среды для ТТ, °С | от -45 до +50 |
| - температура окружающей среды для ТН, °С | от -45 до +50 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +10 до +50 |
| - температура окружающей среды для УСПД, °С | от +10 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ | |
| компонентов: | |
| Счетчик: | |
| - средняя наработка на отказ для СЭТ-4ТМ.03, ч | 90000 |
| - средняя наработка на отказ для СЭТ-4ТМ.03М, ч | 140000 |
| - время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - средняя наработка на отказ, ч | 75000 |
| - время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер: | |
| - средняя наработка до отказа, ч | 90000 |
| - время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| Счетчик: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут, не менее | 100 |
| - хранение информации при отключении питания, | |
| лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных | |
| приращениях электропотребления по каждому | |
| каналу и электропотребление за месяц по каждому | |
| каналу, сут, не менее | 100 |
| - хранение информации при отключении питания, | |
| лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации о | |
| состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
а) в журнале события счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
б) журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АО «РУСАЛ Урал» (Красногорская ТЭЦ) типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 33 шт. |
| Измерительный трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 9 шт. |
| Измерительный трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 3 шт. |
| Измерительный трансформатор тока | ТРГ-110 II* | 3 шт. |
| Измерительный трансформатор тока | ТЛШ-10 | 25 шт. |
| Измерительный трансформатор тока | ТОГ-110 | 3 шт. |
| Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 4 шт. |
| Измерительный трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 32 шт. |
| Измерительный трансформатор тока | JKF 123/245 | 6 шт. |
| Счетчик активной и реактивной электроэнергии | СЭТ-4ТМ.03 | 21 шт. |
| Счетчик активной и реактивной электроэнергии | СЭТ-4ТМ.03М | 9 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| GPS-приемник сигналов точного времени (в составе УСПД) | АСЕ III GPS | 1 шт. |
| Специализированный программный комплекс «Энергосфера» | ПО «Энергосфера» | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | 109.1.01.ЭТ.ИЭ | 1 экз. |
| Формуляр | 109.1.02.ЭТ.ФО | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 85-264-2018 | 1экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 85-264-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «РУСАЛ Урал» (Красногорская ТЭЦ). Методика поверки», утвержденному ФГУП «УНИИМ» 15.04.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки счетчиков СЭТ-4ТМ.03 по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1»;
- средства поверки счетчиков СЭТ-4ТМ.03М по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации.
Часть 2 «Методика поверки». ИЛГШ.411152.145РЭ1»;
- средства поверки УСПД ЭКОМ-3000 в соответствии с документом «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс «ЭКОМ». Методика поверки МП 26-262-99»;
- приемник навигационный МНП-М3, пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ± 100 нс.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Красногорская ТЭЦ (АИИС КУЭ КрТЭЦ). Методика измерений электроэнергии и мощности с использованием АИИС КУЭ КрТЭЦ», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.34.2010.07712.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «РУСАЛ Урал» (Красногорская ТЭЦ)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
76076-19: Методика поверки МП 85-264-2018Скачать9.1 Мб