| Номер в госреестре | 77634-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1" |
| Изготовитель | ООО "Энергосервис", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее по тексту— АИИС КУЭ) предназначена для автоматического измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);
автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
хранение результатов измерений;
передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка электроэнергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т. п.);
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее — ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее — ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) — технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее — ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее - ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее - сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ).
ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развёрнуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую память счетчика.
На втором уровне происходит: настройка параметров ИВК; сбор данных из памяти счетчиков в БД; хранение данных в БД;
формирование справочных и отчетных документов;
передача информации смежным субъектам электроэнергетики — участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО);
настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
поддержание точного времени в системе.
ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электроэнергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без неё.
Для поддержания единого времени в АИИС КУЭ используется шкала времени сервера синхронизации времени Метроном-1000 (регистрационный № 56465-14). ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует часы с сервером времени при расхождении более чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счётчиков при сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или (ПО) «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование | amrserver.exe |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | amrc.exe |
| cdbora2.dll | |
| encryptdll.dll | |
| ac_metrology.dll |
| 1 | 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР» | 4.20.0.0 и выше 4.20.8.1 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ac metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Идентификационное наименование ПО «Энергосфера» | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энергосфера» | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор pso metr.dll | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
| Номер и диспетчерское наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 17.02 | ГРУ-6 кВ, яч.36, Генератор 2 | ТПЛ-20, 4000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 47958-11 | UGE 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4; !ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
| 17.03 | БГТ-3 10 кВ, Генератор 3 | NXCT-F3, 8000/1; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 35899-07 | VEF 12, 10000/V3 / 100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 29712-06; | A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 1 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-11 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 17.04 | БГТ-4 10 кВ, Генератор 4 | ТШЛ-20-1, 10000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 21255-03 | ЗНОЛ.06-10, 10000/V3/100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 3344-04 | A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
| 17.05 | БГТ-3 Т-3А 110 кВ | GSR, 500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 25477-08 | OTEF 126, 110000/V3/100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 51393-12 | A1802RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| 17.06 | БГТ-3 Т-3Б 110 кВ | GSR, 500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 25477-08 | OTEF 126, 110000/V3/100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 51393-12 | A1802RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| 17.08 | БГТ-4 Т-4А 110 кВ | ТВ-110, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 32123-06 | НАМИ-110, 110000/V3 / 100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| 17.09 | БГТ-4 Т-4Б 110 кВ | ТВ-110, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 32123-06 | НАМИ-110, 110000/V3 / 100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 17.10 | Т-4А 35 кВ, Т-4Б 35 кВ (КЛ 35 кВ К-416) | GIF 40,5, 2000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30368-10 | GEF 40,5, 35000/V3 / 100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 30373-05 | A1802RALQ-P4GB-DW-4; !ном (Iмакс) = 5 (10) А; Шом =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
| 17.50 | ТМН Стенда РУСН-6 кВ, III с., яч. 61, Ф-л ЛМЗ ОАО «Силовые машины» | ТЛО-10, 100/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 25433-11 | UGE 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| 17.60 | ГРУ-6 кВ, яч. 34, ФМН ГВС-2 | ТЛП-10, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | UGE 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| 17.61 | ГРУ-6 кВ, яч. 15, ФМН рез. №2 | ТЛП-10, 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | UGE 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| 17.62 | ГРУ-6 кВ, яч. 6, ФМН-2 | ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | UGE 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 17.63 | ГРУ-6 кВ, яч. 31, ФМН-3 | ТЛП-10, 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | UGE 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
| 17.64 | ГРУ-6 кВ, яч. 4, ФМН-1 | ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | UGE 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| 17.65 | ГРУ-6 кВ, яч. 20, ФМН рез. №1 | ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | UGE 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| 17.66 | ГРУ-6 кВ, яч. 12, ФМН б/н-1А | ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | UGE 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| 17.67 | ГРУ-6 кВ, яч. 39, ФМН б/н-1В | ТЛП-10, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | UGE 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 17.68 | ГРУ-6 кВ, яч. 37, ФМН б/н-2Б | ТЛП-10, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | ШЕ 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
| 17.69 | ГРУ-6 кВ, яч. 32, ФМН б/н-2В | ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | ШЕ 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| 17.70 | ГРУ-6 кВ, яч. 38, ФМН рез. №3 | ТЛП-10, 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 | ШЕ 3-35, 6000/V3/100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
| Примечание - допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа и эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
| Номера ИК | Вид электрической энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности, % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 17.02-17.06, 17.08, 17.09 | Активная | ±0,9 | ±1,1 |
| Реактивная | ±1,4 | ±2,0 | |
| 17.10 | Активная | ±1,1 | ±1,2 |
| Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 17.50, 17.60-17.70 | Активная | ±1,9 | ±2,3 |
| Реактивная | ±2,9 | ±4,2 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии за период 0,5 ч.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном, cosj = 0,8инд.
| Таблица 4 - Основные технические характеристики | |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosф температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от 95 до 105 от 2 до 120 от 0,5инд. до 0,8емк. от 49,6 до 50,4 от -30 до +30 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 120000 80000 24 |
| Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 10 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени, с | ±5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
ИВК - коэффициент готовности не менее Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ АИИс = 0,99 - коэффициент готовности;
Т0 ИК(АИИС) = 1141 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
стойкость к электромагнитным воздействиям; ремонтопригодность;
программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001; функция контроля процесса работы и средства диагностики системы; резервирование электропитания оборудования системы; резервирование каналов связи.
Регистрация событий: журнал событий счетчика:
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;
перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
журнал событий ИВК:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательных коробок.
Защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
пароля на доступ к счетчику; ролей пользователей в ИВК.
Возможность коррекции времени в:
электросчетчиках (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-20 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | NXCT-F3 | 1 шт. |
| Трансформатор тока | ТШЛ-20-1 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | GSR | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТВ-110 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | GIF 40,5 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 33 шт. |
| Трансформатор напряжения | UGE 3-35 | 39 шт. |
| Трансформатор напряжения | VEF 12 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | OTEF 126 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | GEF 40,5 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1802RAL-P4GB-DW-4 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 11 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1805RAL-P4GB-DW-4 | 1 шт. |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера» | 1 шт. |
| Инструкция по формированию и ведению базы данных | ЭС-52-08/2017-17.И4 | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации | ЭС-52-08/2017-17.ИЭ | 1 экз. |
| Руководство пользователя | ЭС-52-08/2017-17.ИЗ | 1 экз. |
| Технологическая инструкция | ЭС-52-08/2017-17.И2 | 1 экз. |
| Паспорт | ЭС-52-08/2017-17.ПС | 1 экз. |
| Методика измерений | ЭС-62-06/2018-17.МИ | 1 экз. |
| В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений | ||
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки»
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217-2003. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения (ТН) в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2018 «Методика измерений нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018 «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-20018 «Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- модуль коррекции времени МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);
- прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр универсальный ТП2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);
- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);
- прибор для измерения действующих значений силы тока и напряжения вольтамперфа-зометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-05).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в документе ЭС-62-06/2018-17.МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». Свидетельство об аттестации №11-RA.Rn.311468-2019 от 05.09.2019 г., выданное ООО «ОКУ». Аттестат аккредитации RA.Rn311468 от 21.01.2016 г
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
