Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" Обозначение отсутствует, ГРСИ 83341-21
Номер госреестра:
83341-21
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс"
Обозначение типа:
Обозначение отсутствует
Производитель:
Филиал "Кировский" Публичного акционерного общества "Т Плюс" (Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс"), г. Киров
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
01
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «5» октября 2021 г. № 2180
Лист № 1
Регистрационный № 83341-21Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
информационно-измерительная коммерческого
КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский»
Системаавтоматизированная
учета электроэнергии (АИИС
ПАО «Т Плюс»
Назначение средства измерений
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 средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрёхуровневую
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),
многофункциональныесчетчикиактивнойиреактивнойэлектроэнергии;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.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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.
Лист № 2
Всего листов 14
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 ТСР/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.
Лист № 3
Всего листов 14
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы,
указанные в таблице 1.
УровеньзащитыПОотнепреднамеренныхипреднамеренныхизменений
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)
Наименование ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
Значение
АльфаЦЕНТР
ac_metrology.dll
не ниже 15.07.06
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
MD5
Лист № 4
Всего листов 14
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.
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
RTU-325L
Рег. № 37288-08 /
Метроном-300
Рег. № 74018-19
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
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
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер,
наименование ИК
ТТТНСчетчик
УСПД/УССВ
1
2
3
4
5
6
Лист № 5
Всего листов 14
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
RTU-325L
Рег. № 37288-08 /
Метроном-300
Рег. № 74018-19
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
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
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
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
Лист № 6
Всего листов 14
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
RTU-325L
Рег. № 37288-08 /
Метроном-300
Рег. № 74018-19
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
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
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
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
Лист № 7
Всего листов 14
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
GEF 40,5
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 30373-10
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
ф. А: ТОЛ-35
ф. В, С: ТОЛ
600/5
КТ 0,5S
Рег. № 21256-07, 47959-16,
47959-16
Лист № 8
Всего листов 14
95
Кировская ТЭЦ-3,
СШ 35кВ,
ВЛ 35 кВ №15
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
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
97
Кировская ТЭЦ-3,
СШ 35кВ,
КЛ 35 кВ №34
GEF 40,5
35000:√3/100:√3
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
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
99
Кировская ТЭЦ-3,
СШ 35кВ,
ВЛ 35 кВ
«Поселковая»
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
100
Кировская ТЭЦ-3,
СШ 110кВ,
ВЛ 110 кВ
ГПП-II
НАМИ-110УХЛ1
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
102
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
ТОЛ
600/5
КТ 0,5S
Рег. № 47959-16
GEF 40,5
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 30373-10
ТОЛ
600/5
КТ 0,5S
Рег. № 47959-16
GEF 40,5
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 30373-10
ф. А, В: ТОЛ-35 III-IV
ф. С: ТОЛ
1000/5
КТ 0,5S
Рег. № 34016-07, 34016-07,
47959-16
ТОЛ
1000/5
КТ 0,5S
Рег. № 47959-16
GEF 40,5
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 30373-10
ТОЛ-35
600/5
КТ 0,5S
Рег. № 21256-07
GEF 40,5
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 30373-10
ТОГФ-110
600/5
КТ 0,2S
Рег. № 44640-10
Кировская ТЭЦ-3,
СШ 110кВ,
ВЛ 110 кВ
ГПП-I
ТОГФ-110
600/5
КТ 0,2S
Рег. № 44640-10
НАМИ-110УХЛ1
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 24218-08
Лист № 9
Всего листов 14
103
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
Слободcкая-II
НАМИ-110УХЛ1
110000:√3/100:√3
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
НАМИ-110УХЛ1
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
106
ОВ 110 кВ
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
Кировская ТЭЦ-3,
СШ 110кВ,
ВЛ 110 кВ
Слободская-I
ТОГФ-110
600/5
КТ 0,2S
Рег. № 44640-10
НАМИ-110УХЛ1
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 24218-08
ТОГФ-110
600/5
КТ 0,2S
Рег. № 44640-10
ТОГФ-110
600/5
КТ 0,2S
Рег. № 44640-10
ТОГФ-110
600/5
КТ 0,2S
Рег. № 44640-10
НАМИ-110УХЛ1
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 24218-08
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.
Лист № 10
Всего листов 14
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Границы основной
Номера ИКВид электроэнергии
погре
ш
ности
(
±δ
)
, %
Границы погрешности
в рабочих условиях
(±δ), %
5,7
3,5
5,5
2,7
4,8
56-71, 73, 74, 81, 83,
Актив
н
ая 1
,
2
85
Реактивная 2,5
Активная 1,1
72
Реактивная 2,3
Активная 1,1
94-99
Реактивная 2,3
Активная 0,5
100, 102-106
Реактивная1,1
2,9
2,0
2,1
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Примечания:
1Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (30 минут).
2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы
интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)%I
ном
, cos
= 0,5
инд
и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии
от плюс 5 до плюс 35 °С.
от 99 до 101
от 100 до 120
от 49 до 51
0,87
от +21 до +25
Значение
2
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности, cos φ (sin φ)
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ 30206-94
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ 26035-83
от +18 до +22
Лист № 11
Всего листов 14
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 47,5 до 52,5
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
.
(от 0,87 до 0,5)
90 000
2
100 000
24
35 000
24
45
45
Продолжение таблицы 4
12
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности, cos φ (sin φ)
от -40 до +35
от -40 до +60
от -10 до +55
от +15 до +25
0,99
1
температура окружающей среды, °С:
- для ТТ и ТН
- для электросчетчиков
- для УСПД
- для УССВ
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее
УСПД:
-суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за
месяц, сут, не менее
ИВК:
-результатыизмерений,состояниеобъектовисредств
измерений, лет, не trial
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;
Лист № 12
Всего листов 14
-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.
-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,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 средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
СЭТ-4ТМ.03.01
21 шт.
Обозначение
2
НТМИ-6
GEF 40,5
НАМИ-110 УХЛ1
ТПОФ
ТПОЛ-10
ТПОЛ 10
ТПК-10
ТОЛ-35
ТОЛ
ТОЛ-35 III-IV
ТОГФ-110
Количество
3
6 шт.
6 шт.
6 шт.
34 шт.
4 шт.
2 шт.
4 шт.
4 шт.
12 шт.
2 шт.
18 шт.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
1
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения антирезонансные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока опорные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Лист № 13
Всего листов 14
Продолжение таблицы 5
1
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройства сбора и передачи данных
Устройства синхронизации частоты и времени
ПО
Методика поверки
Паспорт
23
СЭТ-4ТМ.03 13 шт.
RTU-325L 1 шт.
Метроном-300 1 шт.
«АльфаЦЕНТР» 1 шт.
МП-312235-152-2021 1 экз.
ФКТП.003002.2021.ПС 1 экз.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
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
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Филиал «Кировский» Публичного акционерного общества «Т Плюс» (Филиал
«Кировский» ПАО «Т Плюс»)
ИНН 6315376946
Адрес: 610044, г. Киров, ул. Луганская, д.51
Телефон: +7 (8332) 57-45-59
Факс: +7 (8332) 57-44-39
E-mail: krv-secr@tplusgroup.ru
д. 130,
средств
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»
(ООО «Энергокомплекс»)
ИНН:7444052356
Адрес: 455017, Челябинская обл, г. Магнитогорск, ул. Комсомольская,
строение 2
Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, офис 23
Телефон: +7 (351) 958-02-68
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
Лист № 14 Trial
листов 14
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 49601-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "ЦКФ ВМФ" | Нет данных | ООО "Энерго-Мастер СПб", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 56889-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/10 кВ "Сулук" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части дополнительных точек учета | Нет данных | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 70812-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 330 кВ Талашкино | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 78490-20 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 702 | ООО "Системы Нефть и Газ Балтия", г.Калининград | 1 год | Перейти | |
| 59447-14 | Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности | TPP Smart Metering SE | ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений