| Номер в госреестре | 82918-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Владивостокская ТЭЦ-2" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизи-рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту - сервер БД) АИИС КУЭ, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных; автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПК «ТЕЛЕСКОП+» и технические средства обеспечения электропитания.
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты ОРЭ.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на выход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (далее -ЭП) с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, которая включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера БД АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счечтиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ТЕЛЕСКОП+ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll | f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о Но | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | Владивостокская ТЭЦ-2, ТГ №1 10,5 кВ | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08 | ЗНОЛ.06-10УЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,8 ±4,0 |
| 2 | Владивостокская ТЭЦ-2, ТГ №2 10,5 кВ | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,8 ±4,0 |
| 3 | Владивостокская ТЭЦ-2, ТГ №3 10,5 кВ | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08 | ЗНОЛ.06-10УЗ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,8 ±4,0 |
| 4 | Владивостокская ТЭЦ-2, ТГ №4 10,5 кВ | ТШЛ 20 Кл.т. 0,5 Ктт 8000/5 Рег. № 21255-01 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5,6 |
| 5 | Владивостокская ТЭЦ-2, ТГ №5 10,5 кВ | ТШВ15 Кл.т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5719-03 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,8 ±4,0 |
| 6 | Владивостокская ТЭЦ-2, ТГ №6 10,5 кВ | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,8 ±4,0 |
| 7 | Владивостокская ТЭЦ-2, ОРУ 220 кВ, яч.2, ВЛ 220 кВ Артёмовская ТЭЦ-Владивостокская ТЭЦ-2 | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2S Ктт 750/1 Рег. № 39966-10 | НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 8 | Владивостокская ТЭЦ-2, ОРУ 220 кВ, яч.4, КВЛ 220 кВ Владивостокская ТЭЦ-2-Зелёный угол | VIS WI Кл.т. 0,2S Ктт 750/1 Рег. № 37750-08 | НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 9 | Владивостокская ТЭЦ-2, ОРУ-220 кВ, яч.3, ШОВ-220 кВ | ТБМО-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2S Ктт 600/1 Рег. № 27069-11 | НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 10 | Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч.13, КВЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2 - Орлиная с отпайкой на ПС Голубинка | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2S Ктт 750/5 Рег. № 39966-10 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 3‘St L‘Z т | £‘3t 6‘0T | ктзнаихмтзэс! кетяихяе | 171-6170/. I sjsr хэд ооо£-ж>хе | 80-/.699е 5JST хэд S‘0/S3‘0 '-ь '1ГЛ иеот^-хеэ | £0-813173 5ЛГ e/v/ooi/e/v/ooooii нх^ z‘o х IITXA ОТ Т-ШМУН | 90-03/.6Т 5JST хэд S/0SZ, SS‘0 •■Ь'1ГЛ 3-1-0 ТТ-91 | Kratfodoxeg ЭН иомишо о iraodxEH - Z-tiei ктаэяохэояи№1гд 8* ОТТ 1Г9 ‘8'ЬК ‘дя отт-а«1£ ‘з-hex ктаэяохэояи№1гд | 17 Т |
| 3‘St L‘ZT | £‘3t 6‘0T | ктзнаихмтзэс! квнаихмв | 171-6170/. I sjsr хэд ооо£-ж>хе | 80-/.699С 5JST хэд S‘0/S3‘0 '-ь '1ГХ иеот^-хеэ | £1-813173 5ЛГ e/v/ooi/e/v/ooooi т нх^ 3‘0 х IITXA ОТ Т"ШМУН | 90-03/.6Т 5JST хэд S/0SL SS‘0 •■Ь'1ГЛ 3-1-0 ТТ-91 | (ооии^ ЭН и Kratfodoxeg ЭН вн) имтз.митзихо о Hngofiroj - z-tiei ктаэяохэояи№1гд 8* ОТТ 1Г9 ‘9'ЬК ‘дм отт-а«1£ ‘z-tiei ктаэяохэояи№1гд | £Т |
| 3‘St L‘ZT | £‘3t 6‘0T | ктзнаихмтзэс! ктзнаихмтз | 171-6170/. I 5JST хэд ооо£-ж>хе | 80-/.699е 5JST хэд S‘0/S3‘0 '-ь '1ГЛ иеот^-хеэ | £0-813173 5ЛГ e/v/ooi/e/v/ooooi т нх^ 3‘0 '-L '1ГЛ IITXA 01 Т-ШМУН | 90-03/.6Т 5JST хэд S/0SZ, SS‘0 •■Ь'1ГЛ 3-1-0 ТТ-91 | 35jsr v - з-frex ктаомохоояи№1гд 8» ОТТ 1Г9 > ьк ‘дм 0TT-Ad£ e3-hGX ктаэяохэояи№ид | ЗТ |
| 3‘St L‘ZT | £‘3t 6‘0T | ктзнаихмтзэс! ктзнаихмтз | 171-6170/. I 5JST ХЭД ооо£-ж>хе | 80-/.699е 5JST хэд S‘0/S3‘0 '-ь '1ГЛ иеот^-хеэ | £T-8T3t73 5JST e/v/ooT/e/v/ooooT т Hi>i 3‘0 '-L '1ГЛ Т1ГХА от т-шмун | 90-03/.6Т 5JST хэд S/0SL SS‘0 •■Ь'1ГЛ 3-1-0 ТТ-91 | T5jyrv-3-hex ктаомохоояи№1гд 8» ОТТ 1Г8 ‘З'ЬК ‘дм 0TT-Ad£ ‘З-'ПСХ ктаомохоояи№1гд | ТТ |
X X яохэии охээд 9 ojsf xohjx
| 15 | Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч.10, КВЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2 - Залив с отпайкой на ПС Голубинка | ТВ-ЭК Кл.т. 0,2S Ктт 750/5 Рег. № 39966-10 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 16 | Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч.9, ОМВ-110 кВ | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S Ктт 600/1 Рег. № 23256-11 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-13 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,7 ±3,9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | |||||||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана соБф = 0,8 инд 1=0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 16 от минус 40 до плюс 60 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
| Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ | |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 16 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 1 10 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 1 20 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 47,5 до 52,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УССВ (в составе устройства сбора и передачи данных | от 0 до +40 |
| ЭКОМ-3000), оС | |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| для электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М. 16 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УССВ (в составе устройства сбора и передачи данных ЭКОМ- | |
| 3000): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | 114 |
| направлениях, сут., не менее | |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | 3, 5 |
| средств измерений, лет, не менее | |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- 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;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- 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 на систему АИИС КУЭ СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТШЛ-20-1 | 12 |
| Трансформатор тока | ТШЛ 20 | 3 |
| Трансформатор тока | ТШВ15 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВ-ЭК | 9 |
| Трансформатор тока | VIS WI | 3 |
| Трансформатор тока | ТБМО-220 УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВ-110-[-2 | 12 |
| Трансформатор тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10УЗ | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 12 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 4 |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «ТЕЛЕСКОП+» | 1 |
| Методика поверки | МП СМО-0306-2021 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.776.17 ПФ | 1 |
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК», аттестованном
ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК»
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 | 5 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
