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
83341-21: Методика поверки МП-312235-152-2021Скачать10.5 Мб