Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 83341-21
Производитель / заявитель: Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс", г.Киров
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Скачать

83341-21: Описание типа СИ Скачать 488.8 КБ
83341-21: Методика поверки МП-312235-152-2021 Скачать 10.5 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 83341-21
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 01
Производитель / Заявитель

Филиал "Кировский" Публичного акционерного общества "Т Плюс" (Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс"), г. Киров

РОССИЯ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительные каналы состоят из трёх уровней:

1-ый    уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии; 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 (УСПД), каналообразующую аппаратуру;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) на базе программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).

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

Средняя активная и реактивная электрическая мощность вычисляется на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы - сервер БД.

На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи (резервный канал связи). Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта рынка по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя УССВ на основе устройства синхронизации частоты и времени Метроном-300, встроенные часы сервера БД, УСПД и счетчиков электрической энергии. УССВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).

Коррекция времени сервера БД производится по сигналам точного времени УССВ. Контроль рассогласования времени производится каждые 5 мин, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±1 с.

Коррекция времени УСПД осуществляется со стороны сервера БД. Контроль рассогласования времени производится с тридцатиминутным интервалом времени при каждом опросе сервером БД УСПД, коррекция - при наличии рассогласования ±1 с.

Коррекция времени счетчиков производится со стороны УСПД. Контроль времени расхождения производится при опросе счетчика, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±2 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую был скорректирован компонент.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа.Т ЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 -2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07.06

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Номер, наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ

1

2

3

4

5

6

56

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.3,

КЛ 6 кВ ф.61

ТПОФ

600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

57

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.16,

КЛ 6 кВ ф.62

ТПОФ

600/5 КТ 0,5 Рег. №518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

58

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.18 ,

КЛ 6 кВ ф.63

ТПОФ

600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

RTU-325L Рег. № 37288-08 /

Метроном-300 Рег. № 74018-19

59

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.39,

КЛ 6 кВ ф.64

ТПОЛ-10

600/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

60

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.36,

КЛ 6 кВ ф.65

ТПОФ

1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

1

2

3

4

5

6

61

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.38,

КЛ 6 кВ ф.66

ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-02

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

62

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.42,

КЛ 6 кВ ф.67

ТПК-10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 22944-02

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

63

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.62,

КЛ 6 кВ ф.68

ТПК-10 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 22944-02

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

RTU-325L Рег. № 37288-08 /

64

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.33,

КЛ 6 кВ ф.69

ТПОФ

1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

Метроном-300 Рег. № 74018-19

65

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.35,

КЛ 6 кВ ф.70

ТПОФ

1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

66

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.52,

КЛ 6 кВ ф.72

ТПОФ

600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

1

2

3

4

5

6

67

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.54,

КЛ 6 кВ ф.73

ТПОФ

1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

68

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.56,

КЛ 6 кВ ф.74

ТПОФ

600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

69

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ, яч.60,

КЛ 6 кВ ф.75

ТПОФ

1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

RTU-325L Рег. № 37288-08 /

70

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.61,

КЛ 6 кВ ф.77

ТПОФ

1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

Метроном-300 Рег. № 74018-19

71

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.51 КЛ 6 кВ ф.78

ТПОФ

1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

72

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.65,

КЛ 6 кВ ф.79

ТПОФ

1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

73

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.34, КЛ 6 кВ ф.Аммиак-1

ТПОФ

600/5 КТ 0,5 Рег. №518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

RTU-325L Рег. № 37288-08 /

Метроном-300 Рег. № 74018-19

74

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.63, КЛ 6 кВ ф.Аммиак-2

ТПОЛ-10

600/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

81

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.59

ТПОФ

750/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

83

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.37

ТПОФ

1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

85

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.53

ТПОФ

1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

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

94

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ,

ВЛ 35 кВ №9

ф. А: ТОЛ-35 ф. В, С: ТОЛ 600/5 КТ 0,5S Рег. № 21256-07, 47959-16, 47959-16

GEF 40,5 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

95

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ,

ВЛ 35 кВ №15

ТОЛ 600/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-16

GEF 40,5 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

RTU-325L Рег. № 37288-08 /

Метроном-300 Рег. № 74018-19

96

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ,

ВЛ 35 кВ №25

ТОЛ 600/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-16

GEF 40,5 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

97

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ,

КЛ 35 кВ №34

ф. А, В: ТОЛ-35 III-IV ф. С: ТОЛ 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 34016-07, 34016-07, 47959-16

GEF 40,5 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

98

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ,

КЛ 35 кВ №35

ТОЛ 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-16

GEF 40,5 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

99

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ,

ВЛ 35 кВ «Поселковая»

ТОЛ-35 600/5 КТ 0,5S Рег. № 21256-07

GEF 40,5 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

100

Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ,

ВЛ 110 кВ ГПП-II

ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

102

Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ,

ВЛ 110 кВ ГПП-I

ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

103

Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ,

ВЛ 110 кВ Слободская-I

ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

RTU-325L Рег. № 37288-08 /

Метроном-300 Рег. № 74018-19

104

Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ,

ВЛ 110 кВ Слободская-II

ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

105

Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ,

ВЛ 110 кВ Азот-1

ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

106

ОВ 110 кВ

ТОГФ-110 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Примечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.

4    Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

5    Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа АИИС КУЭ.

6    Замена компонентов АИИС КУЭ и изменение наименований ИК оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке, с внесением изменений в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

Номера ИК

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях

(±5), %

56-71, 73, 74, 81, 83,

Активная

1,2

5,7

85

Реактивная

2, 5

3, 5

Активная

1,1

5,5

72

Реактивная

2,3

2,7

Активная

1,1

4,8

94-99

Реактивная

2,3

2,9

Активная

0,5

2,0

100, 102-106

Реактивная

1,1

2,1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (30 минут).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)%Гом, ШБф = 0,5инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ^ом

от 99 до 101

- ток, % от Гом

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49 до 51

- коэффициент мощности, cos ф (sin ф)

0,87

температура окружающей среды, °C:

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ 30206-94

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83

от +18 до +22

1

2

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ^ом

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2(5) до 120

- частота, Гц

от 47,5 до 52,5

- коэффициент мощности, cos ф (sin ф)

от 0,5инд. до 0,8емк.

(от 0,87 до 0,5)

температура окружающей среды, °С:

- для ТТ и ТН

от -40 до +35

- для электросчетчиков

от -40 до +60

- для УСПД

от -10 до +55

- для УССВ

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

24

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

24

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за

месяц, сут, не менее

45

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

3, 5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства автоматического включения резерва;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД.

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

-    счетчика электрической энергии;

-    УСПД;

-    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере БД (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

6 шт.

Трансформаторы напряжения

GEF 40,5

6 шт.

Трансформаторы напряжения антирезонансные

НАМИ-110 УХЛ1

6 шт.

Трансформаторы тока

ТПОФ

34 шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

4 шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ 10

2 шт.

Трансформаторы тока

ТПК-10

4 шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-35

4 шт.

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ

12 шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-35 III-IV

2 шт.

Трансформаторы тока

ТОГФ-110

18 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03.01

21 шт.

1

2

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

13 шт.

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325L

1 шт.

Устройства синхронизации частоты и времени

Метроном-300

1 шт.

ПО

«АльфаЦЕНТР»

1 шт.

Методика поверки

МП-312235-152-2021

1 экз.

Паспорт

ФКТП.003002.2021.ПС

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс»

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

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
83342-21
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ФГАОУ ВО "Сибирский федеральный университет"
Общество с ограниченной ответственностью "РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ" (ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ"), г. Красноярск
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ФГАОУ ВО «Сибирский федеральный университет» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной...
83340-21
СЕНС СТ Весы автомобильные электронные для статического взвешивания
Общество с ограниченной ответственностью "Тензошоп" (ООО "Тензошоп"), г. Москва
Весы автомобильные электронные для статического взвешивания СЕНС СТ (далее по тексту - весы) предназначены для измерений массы автотранспортных средств (далее по тексту - ТС) в режиме статического взвешивания.
Спектрометр малогабаритный FLAME-T-XR1-ES (далее - спектрометр) предназначен для измерений длины волны оптического излучения.
83343-21
GEDORE Ключи динамометрические предельные
"GEDORE Werkzeugfabrik GmbH & Co. KG", Германия
Ключи динамометрические предельные GEDORE (далее - ключи) предназначены для воспроизведения крутящего момента силы при нормированной затяжке резьбовых соединений с правой и левой резьбой.
83344-21
РД-5 Резервуары горизонтальные стальные двустенные
Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Производственная Компания "Стройметаллоконструкции" (ООО МПК "СМК"), г. Тюмень
Резервуары горизонтальные стальные двустенные РД-5 (далее по тексту - резервуары) предназначены для измерений объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.