Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3
| Номер в ГРСИ РФ: | 64931-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64931-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3 |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 344 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 64931-16: Описание типа СИ | Скачать | 115.6 КБ | |
| 64931-16: Методика поверки РТ-МП-3388-500-2016 | Скачать | 980.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, выполненная на основе комплексов технических средств «Энергия+» (Госреестр № 21001-11) (далее - КТС «Энергия+»), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учёта (ИИК ТУ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Ивановской ТЭЦ-3, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных
от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Лист № 2
Всего листов 9 Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы 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, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на сервер ИВК, где осуществляется хранение и накопление измерительной информации.
Сервер ИВК с периодичностью один раз в 30 минут опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета.
Сервер ИВК при помощи базового программного обеспечения (БПО) КТС «Энергия+» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронного документа 80020).
С уровня ИВК Ивановской ТЭЦ-3 осуществляется передача XML макетов 80020 по протоколу ftp или по электронной почте на АРМ ПАО «Т Плюс».
XML макеты 80020 обрабатываются АРМ ПАО «Т Плюс», шифруются, подписываются электронно-цифровой подписью (ЭЦП) и передаются в АО «АТС», центр сбора информации (ЦСИ) филиала ОАО «СО ЕЭС» Костромское РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется календарное время.
СОЕВ АИИС КУЭ Ивановской ТЭЦ-3 состоит из часов: приемника меток времени GPS, устройства сервисного, сервера ИВК и счетчиков электроэнергии.
Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) и передает в устройство сервисное один раз в час. Синхронизация часов устройства сервисного происходит непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера ИВК и устройства сервисного происходит непрерывно. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов сервера ИВК и устройства сервисного на величину более чем ±1,6 с.
Сравнение показаний часов сервера ИВК и счетчиков происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов сервера ИВК и счетчиков на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части БПО КТС «Энергия+», входящей в состав ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 9
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
КТС «Энергия+» |
|
Идентификационное наименование ПО |
kerne16.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
35BFFAA209E251513773DFC0C7EFA720 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Writer.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
87AF3E265C87891D3B6E2CAD3CF556FB |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
IcServ.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9F1FA0529A198BF951B9063ED427EFE2 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
Уровень защиты БПО КТС «Энергия+» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
|
Таблица 2 - Состав ИИ |
К АИИС КУЭ | |||||
|
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, ТГ-1 вывод 6 кВ |
ТШЛ 20; Кл.т.0,5; Ктт=8000/5; Зав № 5716; 5720; 5540; Г осреестр № 1837-63 |
ЗНОМ-15-63; Кл.т.0,5; Ктт=6000:^3/ 100:^3; Зав № 35158; 35326; 39153; Г осреестр № 1593-70 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051659; Г осреестр № 27524-04 |
Сервер АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
|
2 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, ТГ-2 вывод 10 кВ |
ТШВ15; Кл.т.0,5; Ктт=8000/5; Зав № 716; 731; 724; Г осреестр № 1836-63 |
ЗНОМ-15-63; Кл.т.0,5; Ктт=10000:^3/ 100:^3; Зав № 42235; 42232 54709; Г осреестр № 1593-70 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051111; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
3 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, ТГ-3 вывод 10 кВ |
ТШВ15; Кл.т.0,5; Ктт=8000/5; Зав № 128; 126; 122; Г осреестр № 1836-63 |
ЗНОМ-15-63; Кл.т.0,5; Ктт=10000:^3/ 100:^3; Зав № 104; 147; 143; Г осреестр № 1593-70 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03050922; Г осреестр № 27524-04 |
Сервер АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
|
4 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, ТГ-4 вывод 10 кВ |
ТШВ15; Кл.т.0,5; Ктт=8000/5; Зав № 25; 81; 22; Г осреестр № 1836-63 |
ЗНОЛ.06; Кл.т.0,5; Ктт=10000:^3/ 100:^3; Зав № 1383; 12956; 11025; Г осреестр № 03344-04 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051132; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
5 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, 1 с. 1 Р.Ш., яч. 3 |
ТЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 4872; 4877; 0550; Г осреестр № 2473-00 |
НОМ-6; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 2835; 2333; Г осреестр № 159-49 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03050350; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
6 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, 1 с. 2 Р.Ш., яч. 6 |
ТЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 3485; 3641; 3878; Г осреестр № 2473-00 |
НОМ-6; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 2360; 2149; Г осреестр № 159-49 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 01056203; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
7 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 1РО, яч. 9 |
ТЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 2368; 8578; 2263; Г осреестр № 2473-00 |
НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 237; Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051874; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
8 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 1Р, яч. 10 |
ТВЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1000/5; Зав № 4496; 3948; 4883; Г осреестр № 1856-63 |
НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 487; Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03050318; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
9 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 2РО, яч. 3 |
ТЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 23953; 21241; 06858; Г осреестр № 2473-00 |
НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 1351; Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051064; Г осреестр № 27524-04 |
Сервер АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
|
10 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 2Р, яч. 1 |
ТВЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 23932; 94309; 24103; Г осреестр № 1856-63 |
НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 1288; Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051078; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
11 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 3РО, яч. 1 |
ТВК-10; Кл.т.0,5; Ктт=1000/5; Зав № 17926; 12863; 12712; Г осреестр № 8913-82 |
НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 249; Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051671; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
12 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 3Р, яч. 1 |
ТВК-10; Кл.т.0,5; Ктт=1000/5; Зав № 12865; 12836; 12723; Г осреестр № 8913-82 |
НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 505; Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051688; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
13 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, раб. возбуд. ТГ-4 ввод 10 кВ |
ТПОЛ-20; Кл.т.0,5; Ктт=400/5; Зав № 319; 324; 56; Г осреестр № 5716-76 |
ЗНОЛ.06; Кл.т.0,5; Ктт=10000:^3/ 100:^3; Зав № 1383; 12956; 11025; Г осреестр № 03344-04 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051216; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
14 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 4Р, яч. 9 |
ТОЛ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 5339; 32564; 7212; Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10; Кл.т.0,2; Ктт=6000/100; Зав № 1062; Г осреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 0105064080; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная | |
|
15 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, 2 с. 1 Р.Ш., яч. 3 |
ТОЛ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 5546; 601; 5548; Г осреестр № 7069-02 |
НОМ-6; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 1884; 1803; 1866; Г осреестр № 159-49 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051041; Г осреестр № 27524-04 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
16 |
Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, 2 с. 2 Р.Ш., яч. 1 |
ТОЛ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 039; 623; 600; Г осреестр № 7069-02 |
НОМ-6; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 1884; 1803; 1866; Г осреестр № 159-49 |
СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0,28/0,5; Зав № 03051649; Г осреестр № 27524-04 |
Сервер АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2) %, I1(2)— I изм< I 5 % |
55 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 13, 15, 16 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
14 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,1 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, 1 2 %— 1 изм< 1 5 % |
55 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, 1100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 13, 15, 16 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 |
0,9 |
- |
±6,6 |
±4,1 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±2,5 |
±2,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
- |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
14 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 |
0,9 |
- |
±6,4 |
±3,8 |
±2,4 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,4 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%p и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 51(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98/Лном до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от + 15 до + 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока питающей сети 0,9/Лном до 1,1-ином,
- сила переменного тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от + 5 °С до + 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика электроэнергии и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления. Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол. |
|
Трансформатор тока |
ТВК-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-20 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТШВ15 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ 20 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-15-63 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ-6 |
7 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
16 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 |
|
Сервер ООО «Ивановоэнергосбыт» |
HP Proliant DL140 |
1 |
|
Модуль интерфейсов (RS485/RS232;ПДС) |
НЕКМ.426479.001-02 |
7 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 750VA |
4 |
|
Плата полудуплексной связи внешнего подключения 4-канальная |
НЕКМ.426419.006 |
1 |
|
Плата ввода внешнего подключения |
НЕКМ.426419.004 |
1 |
|
Приемник меток времени GPS |
НЕКМ.426479.011 |
1 |
|
Устройство сервисное |
УС-01 НЕКМ.426479.010 |
1 |
|
Сервер |
Depo Storm 2200K4 |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 1000 |
1 |
|
Комплекс технических средств «Энергия+» |
КТС «Энергия+» |
1 |
|
Базовое программное обеспечение |
БПО КТС «Энергия+» |
1 комплект |
|
Методика поверки |
РТ-МП-3388-500-2016 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.344 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3388-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2016 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от - 40 до + 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений
№ 0019/2016-01.00324-2011 от 15.06.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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.
Смотрите также
