| Номер в госреестре | 77567-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 |
| Изготовитель | ПАО "Территориальная генерирующая компания №2", г.Ярославль |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер приложений и баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределённой среде виртуализации VMware vSphere High Availability, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации каналов приёма-передачи информации и разграничения прав доступа к информации.
Первичные 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 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.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации на АРМах.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи в сети интернет в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым системным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и транслирующего шкалу времени в цифровой форме по последовательному порту по протоколу NMEA 0183 на сервер. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов сервера и системы глобального позиционирования более ±2 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера более ±3 с. От сервера также обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. 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. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll | 3Е736В7Е380863Е44СС8Е6Е7ВБ211С54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
КУЭ
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/Сервер | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 110 кВ Ярославская-1 | ТОГФ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 44640-10 | ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | УСВ-3 рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability |
| 2 | ВЛ 110 кВ Пионерская | ТОГФ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 44640-10 | ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 3 | ВЛ 110 кВ Комсомольская | ТРГ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 49201-12 | ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 4 | ВЛ 110 кВ Перекопская | ТРГ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 49201-12 | ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 5 | ВЛ 110 кВ Фрунзенская-1 | ТОГФ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 44640-10 | ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 6 | ВЛ 110 кВ Фрунзенская-2 | ТРГ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 49201-12 | ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ОВ-110 кВ | ТРГ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 49201-12 | ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 8 | ВЛ 110 кВ Ярославска я-2 | ТОГФ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 44640-10 | ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 9 | ВЛ 110 кВ Ярославска я-3 | ТОГФ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 44640-10 | ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | УСВ-3 рег. № |
| 10 | ВЛ 35 кВ Заводская-1 | ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | 64242-16/ VMware vSphere High Availability |
| 11 | ВЛ 35 кВ Заводская-2 | ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 12 | ВЛ 35 кВ Заводская-3 | ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ВЛ 35 кВ Заводская-4 | ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | УСВ-3 рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability |
| 14 | ВЛ 35 кВ Заводская-5 | ТПЛ-35 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47958-16 | ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 15 | ВЛ 35 кВ Заводская-6 | ТПЛ-35 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47958-16 | ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 16 | ВЛ 35 кВ Ткачи | ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 17 | ВЛ 35 кВ Дубки | ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 18 | ВЛ 35 кВ Сажевая-1 | ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | УСВ-3 рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability |
| 19 | ВЛ 35 кВ Сажевая-2 | ТПЛ-35 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47958-16 | ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 20 | КРУ-6кВ, ячейка №602 | ТПФМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 814-53 | НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 21 | КРУ-6кВ, ячейка №612 | ТЛ0-10 Кт = 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 2543308 | НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 22 | Генератор №1 | ТШВ-15 Кт = 0,5 Ктт = 8000/5 рег. № 5718-76 | НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
| 23 | Генератор №2 | ТШВ-15 Кт = 0,5 Ктт = 8000/5 рег. № 1836-63 | НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 24 | Генератор №4 | ТШВ-15 Кт = 0,5 Ктт = 8000/5 рег. № 5718-76 | ЗНОЛ-НТЗ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000:V3/100:V3 рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | УСВ-3 рег. № 64242-16/ |
| 25 | Генератор №5 | ТШВ-15 Кт = 0,5 Ктт = 8000/5 рег. № 5718-76 | ЗНОЛ-НТЗ-6 Кт = 0,2 Ктн = 6000:V3/100:V3 рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | VMware vSphere High Availability |
Примечания:
| Номер ИК | Диапазон значений силы | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % | ||||||
| тока | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | |
| 1-9 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,0 | 1,1 | 1,1 | 1,8 | 1,2 | 1,2 | 1,3 | 2,0 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 1,3 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,4 | |
| 0,21н1 < L < 1н1 | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,2 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,5 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,2 | |
| 10-13, 1618, 20, | 0,051н1 < L < 0,21н1 | 1,8 | 2,4 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,5 | 2,9 | 5,5 |
| 22-24 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 |
| 1н1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,3 | 1,4 | 2,3 | |
| 14, 15,19, | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iнl | 1,8 | 2,2 | 2,5 | 4,8 | 1,9 | 2,3 | 2,6 | 4,8 |
| 21 | 0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,2Ifl1 < L < Iн1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,3 | 1,4 | 2,3 |
| Сч 0,2S) | Ll < L < 1,2^1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,3 | 1,4 | 2,3 |
| 25 | 0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl | 1,7 | 2,4 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,5 | 2,8 | 5,4 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,2Ifl1 < L < Iн1 | 0,9 | 1,2 | 1,4 | 2,7 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 2,8 |
| Iн1 < Il < 1,2Iн1 | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 1,9 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,0 | |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±^), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-9 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 1,8 | 1,5 | 2,3 | 2,0 |
| (ТТ 0,2S; | 0,05^1 < ^ < 0,2^1 | 1,4 | 0,9 | 2,0 | 1,6 |
| Ш 0,2; | 0,2I^ < I1 < Iнl | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,5 |
| Сч 0,5) | 1^н1 < ^ < 1,2^1 | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,5 |
| 10-13, 1618, 20, | 0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl | 4,4 | 2,5 | 4,7 | 2,9 |
| 22-24 | 0,2Iнl < I1 < Iнl | 2,4 | 1,5 | 2,8 | 2,0 |
| (ТТ 0,5; та 0,5; Сч 0,5) | 1^н1 < ^ < 1,2^1 | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 1,8 |
| 14, 15,19, | 0,01(0,02)^1 < Il < 0,05Iнl | 4,0 | 2,4 | 4,2 | 2,8 |
| 21 | 0,05Iнl < Il < 0,2I^ | 2,5 | 1,5 | 2,9 | 2,0 |
| (ТТ 0,5S; та 0,5; | 0,2Iн1 < 21 < Iн1 | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 1,8 |
| Сч 0,5) | Iн1 < Il < 1,2Iн1 | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 1,8 |
| 25 | 0,05Iнl < Il < 0,2I^ | 4,3 | 2,5 | 4,6 | 2,8 |
| (ТТ 0,5; та 0,2; Сч 0,5) | 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 2,2 | 1,4 | 2,7 | 1,9 |
| Iн1 < Il < 1,2Iн1 | 1,6 | 1,0 | 2,2 | 1,7 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Л), с | 5 | ||||
Примечания
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - сила тока, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | 0,87 |
| - температура окружающей среды ,°С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - сила тока, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °С | |
| - для ТТ и ТН | от -10 до +35 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| - для УСВ-3 | от -25 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Устройство синхронизации времени УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| 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 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и сервера фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК .
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом. Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 15 шт. |
| Трансформаторы тока | ТРГ-110 | 12 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-35 | 14 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-35 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока | ТШВ-15 | 12 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНГ-110-У1 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-НТЗ-6 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 25 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 шт. |
| Сервер на базе виртуальной машины | VMware vSphere High Availability | 1 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-075-2019 | 1 экз. |
| Формуляр | ПКФР.411711.002.ФО | 1 экз. |
осуществляется по документу МП-312235-075-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 05.07.2019 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- средства измерений по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- средства измерений по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3
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
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
