Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ-17 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1", 51537-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ-17 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее -АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, Зх-уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительные комплексы (далее - ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2, 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325L и технических средств приема-передачи данных.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительно-информационные каналы (далее - ИИК) состоят из трех уровней АИИС

КУЭ.

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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осу-

Лист № 2 Всего листов 34

ществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), установленный в ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «ТГК-1», с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: сервер БД АИИС КУЭ, установленный в ОАО «ТГК-1», подключен к серверу единого времени ОАО «ТГК-1» LAN TIME SERVER. Опрос УСПД АИИС КУЭ сервером ОАО «ТГК-1» производится 1 раз в 30 мин. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера единого времени, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающие ± 2 с (программируемый параметр).

Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

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

В АИИС КУЭ используется ПО "Альфа!ЦЕНТР", в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО "Альфа!ЦЕНТР" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "Альфа! ЦЕНТР".

•    Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР»;

•    Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО;

•    Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Состав 1-ого, 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики измерительно-информационных каналов приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав 1-ого, 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики измерительно-информационных комплексов

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о <т>

*1 о

Й к о н о

а ^

OJ ^ 4^

К

О

н

Я

■о

о

й

о

и

%

<т>

д

д

<т>

н

РЭ

04

Й

д

с

Е

ю

БГТ-3 Т-3 А 110 кВ

ю

ТН

ТТ

ТН

н

д

н

X

iо*

О W

о н

о II

о о о о о

OJ 'к)

о

о

Н

о

LtJ

О

On

ю

о

о

*    *

^    НН Н

OJ    II

I—‘    Г) _

00    J—■’

ч    II £

О    05

Счетчик

JO

'ui

БГТ-4 10 кВ Генератор 4

Счетчик

о

ТТ

о ш >

О Ш >

О td >

О td >

>

00

0 ю

О £ ■U/О

1

TI

-р*.

8

>

00

о

ой ^ р 1

-р*.

8

ю

ю

ю

00

VO

-р*.

ю

^1

00

RTU325L-E2-512-М2-В2 Госреестр № 37288-08 Зав. № 005867

о\

200000

110000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

П

X

со

X

Р

hd

о>

р

з

д

со

д

Р

>

п

К

со

X

В3

>

п

X

СИ

д

р

VO

И

о <т>

о Й д

о н о

а ^ -Р*. о\

Н-

Н-

JO

Ъ\

н-

н-

JO

Ъ\

д

о

н

н- н-

JO JJ

н- н-

JJ JJ

Я

■о

о

ti

о

и

%

<т>

д

Д

<т>

н

рэ

04

Й

Д

с

Е

ю

о

^1

о

ON

Каб. линия К-415 35 кВ

БГТ-3 Т-ЗБ 110 кВ

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

н

X

ТТ

н

х

ё-° о ^

о 05

*    *

^    НН Н

OJ    II

н->    О _

00    V.

ч    II £

О    05 ^ ^ О

^    НН н

oj    ?s ||

н-‘    О _

00    V.

ч    II £

О    05

сЬ    ^jo

^    Л

ю*

W

н

о о о о о

OJ 'к)

о

о

ю

О И >

О И >

О И >

О И >

ю

OJ

о

VO

ю

ю

ю

VO

RTU325L-E2-512-М2-В2 Госреестр № 37288-08 Зав. № 005867

110000

140000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

рэ

П

X

со

X

Р

hd

о>

р

з

к

со

д

Р

>

п

К

со

X

В3

>

п

X

СИ

X

р

Ю

о <т>

о Й Д о н о

а ^

OJ ^

н-

Js>

Н-

Н-

Н-

JO

Ъ\

Д

о

н

н- н-

jts. yi

н- н-

jo jo

“u)

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о <т>

*1 о

Й к о н о

а ^

OJ ^ 4^ 00

К

о

н

я

-a

о

ti

о

и

%

а>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

К

с

Е

ю

о

Т-1 35/6 кВ 35 кВ

Каб. линия К-416 35 кВ

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

«

н

х

п

'А Я § н

о II

S-я

VI

О

о

w

н

Д

II

LtJ

£ ^ o H

о II

S-я

Vl

О

о

^ НН Н

OJ W II

00 ^ Я5

VI и Ю

" СЛ

ю*

LtJ

о

LtJ 00 § о Я

Vl Vl

ю*

LtJ

0

LtJ

^1

LtJ

1

о

ю*

LtJ

о

LtJ

00    ^0

1    о о    о ^    Di

JO

"to ся

а>

\si

о

On

О td >

о td >

о td >

о td >

§

о

о

VO

LtJ

о

VI

On

OJ

ON

^1

VO

ю

ю

VI

^1

-р*.

VO

-р*.

ю

^1

-р*.

RTU325L-E2-512-М2-В2 Госреестр № 37288-08 Зав. № 005867

о\

105000

42000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

TI

о

РЭ

п

X

СИ

X

р

hd

о>

Р

3

к

со

д

Р

>

П

К

D3

X

В3

>

3

К

со

X

Р

VO

td

о <т>

*1 о

Й К о н о

а ^

OJ ^ 4^ \Q

Н- Н-

JO ^

Vi io

Н-

Н-

JO

Ъо

К

о

н

н- н-

■Р*. Vi '-J "-J

н- н-

jo jo

Продолжение таблицы 2

-J

LtJ

-j

ю

Каб. линия 6 кВ Т17-01 ОАО «Промышленнолитейный комплекс»

Т-2 35/6 кВ 35 кВ

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

х

(.О

1Л

CD

CD

On

О

О

О

Ю Vi

Vl    OJ

I    ~~—

о    ^

On    о о

О LtJ

ж

оо о

о ^ 00

VI VI

JO

"vi

■ О "vi

CD

CD

о td >

о td >

>

>

td

td

о

О

Ю

Ю

Vl

Vl

Vl

On

LtJ

^1

Vl

On

RTU325L-E2-512-M2-B2 Госреестр № 37288-08 Зав. № 005867

On

42000

3600

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

TI

о

РЭ

п

X

СИ

X

р

hd

о>

р

п

X

со

Я

Р

>

П

К

со

X

В3

>

п

X

СИ

X

р

VO

td

о

Н- Н-

JO ^ Vi 1о

Н- Н-

JO ^ Vi 1о

о    У

н    н

о    >

СО    ю*

Н- Н-

jts. Vi '-J “-J

н- н-

■t*. Vi '-J “-j

Продолжение таблицы 2

ю

о

о    у

н    н

о    >

03    io*

-j

-J

о

и

%

а>

X

к

<т>

н

РЭ

04

и

К

с

Е

ю

Каб. линия 6 кВ Т17-103 ОАО «Промышленнолитейный комплекс»

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

х

н

X

S3

iо*

ю

VI -р*.

w w о о 5 и

о VI

о\

о

о

о

On

о

о

о

ю'

ю

VI -р*.

^1 Vl LtJ

I —

о

On О О

ю'

Ю Vi

^1 Vl OJ

I —

о ^

On о о

Каб. линия 6 кВ Т17-05 «Кабельная сеть» ОАО «Ленэнерго» (завод «Арсенал»)

Счетчик

О td >

О td >

О td >

О td >

>

00

о

VI

о £

^ Г ^ О

^ I

Tf

8

>

00

о

vi

Ю

Ю

Vi

Vi

О

On

U>

^1

On

RTU325L-E2-512-М2-В2 Госреестр № 37288-08 Зав. № 005867

о\

3600

3600

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

рэ

П

X

со

X

Р

Й

hd

о>

рэ

3

к

со

д

рэ

>

П

X

со

X

рэ

>

п

х

со

д

рэ

VO

Н- Н-

JO ^ Vi 1о

Н- Н-

JO ^ Vi 1о

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

Н- Н-■t*. yi '-J “-J

н- н-

■t*. yi

'-J “-j

ю

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СЯ    ю*

Продолжение таблицы 2

ю

о

о    у

н    н

о    >

03    io*

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

я

-а

о

ti

о

и

*

<т>

X

к

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

Я

чз

о

й

о

и

*

<т>

X

X

<т>

н

РЭ

04

Й

к

с

Е

ю

-J

u>

-j

U)

О

Каб. линия 6 кВ Т17-19 «Кабельная сеть» ОАО «Ленэнерго» (завод «Красный Выборжец»)

Каб. линия 6 кВ Т17-117 «Кабельная сеть» ОАО «Ленэнерго» (завод «Красный Выборжец»)

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

х

io*    Н U) Я ||

— О _

00 J—^

ч II ^

'О    05

О ^ ^ ON

io*    Н U) Я ||

— О _

00 J—^

ч II ^

'О    05

О ^ ^ On

о\

о

о

о

On

О

О

О

ю*

ю £ "

OJ

OJ Q

о Q о ^

ю'

ю

-Pi.

^1

LtJ

I —

о

On О О

ю'

Ю

^1 I —

о ^

On О О

н

JO

05

О td >

О td >

О td >

О td >

>

00

о

>

00

о

н

О

Г

О

I

Tf

8

Г

I

TI

-Pi.

8

Ю

Ю

On

OJ

-Pi.

^1

OJ

On

RTU325L-E2-512-М2-В2 Госреестр № 37288-08 Зав. № 005867

On

3600

3600

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

рэ

П

X

ся

X

р

ti

о

РЭ

п

X

ся

X

Р

>

п

X

ся

X

р

>

п

X

ся

X

р

VO

td

о

<T>

*1

о

Й

к

о

н

о

ся

LtJ

-Pi.

н- н-

JJ ^ “'М 1о

и

К

о

н

ю*

VO

Н- Н-jPs. yi '-J "-J

Н- Н-jPs. yi '-J "-J

н- н-

JJ ^ “'М 1о

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

я

-а

о

ti

о

и

*

<т>

X

к

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

я

-а

о

ti

о

и

*

<т>

X

к

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

о    У

н    н

о    ^

СО    ю*

Примечания:

1.    Характеристики 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 (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, еоБф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (18 - 25) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) 1ном;

0,5 инд. < еоБф < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 65 °С; для УСПД от минус 10 °С до 55 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для еоБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до 35°С.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «ТГК-1» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

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= 120 000 ч., время восстановления работоспособности TB=24 ч.;

•    устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,427459 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 538 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 ИВКЭ:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в УСПД.

•    журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответст

вующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчиков;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательных коробок;

-    УСПД;

-    сервера БД;

•    защита информации на программном уровне:

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

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

-    установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

•    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

•    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

•    ИВК - 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) Выборгской ТЭЦ-17 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ Выборгской ТЭЦ-17 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ Выборгской ТЭЦ-17 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ Выборгской ТЭЦ-17 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»:

Поверка

Осуществляется по документу МП 51537-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ-17 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2012 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 6V3...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»;

Лист № 33 Всего листов 34

-    Счетчики типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 19 мая 2006 г. - для счетчиков по Госреестр № 31857-06; в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. - для счетчиков по Госреестр № 31857-11;

-    Устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 году;

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в Эксплуатационной документации, шифр ПЭ-152-72-СА-101 на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ-17 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ-17 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»

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

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

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

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

5.    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».

6.    ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

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

8.    Эксплуатационная документация, шифр ПЭ-152-72-СА-101 на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ-17 филиала «Невский»    ОАО «ТГК-1».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Заявитель:

Общество с ограниченной ответственностью «М-ПРО»

(ООО «М-ПРО»)

Юридический адрес:

199004, Санкт-Петербург,

5-я линия В.О., д. 42, Лит. А, пом.26Н.

Почтовый адрес:

199155, Санкт-Петербург,

ул. Уральская, д.1, корп.2, Лит. А, пом.331.

тел./факс: (812) 318-11-95