| Номер в госреестре | 84107-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО "Квадра" - "Липецкая генерация" |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество "Квадра - Генерирующая компания" (ПАО "Квадра"), филиал ПАО "Квадра" - "Липецкая генерация", г. Тула |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными объектами филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация», сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии многофункциональные (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327 (рег. № 4190709), устройство синхронизации времени типа УССВ-2 (рег. № 54074-13) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии Альфа-ЦЕНТР» (рег № 44595-10) включает в себя сервера баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ);
- хранение информации о результатах измерений в специализированной базе данных по заданным критериям;
- передача информации о результатах измерений АО «АТС» и внешним пользователям;
- доступ к информации и передача ее в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);
- диагностика и функционирование средств измерений, технических и программных средств АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются ТТ и ТН в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД,
где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS-485 на сервер, а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматизированных рабочих местах. Далее цифровой сигнал при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и передача измерительной информации.
СБД автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергии. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи. Архивы информации о результатах измерений приращений потребленной электроэнергии хранятся не менее 5 лет.
Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает результаты потребления электроэнергии по ИК за интервал времени 30 мин. Передача информации происходит в формате XML.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с национальной шкалой времени UTC (SU) с помощью приема сигналов от навигационной системы ГЛОНАСС/GPS УССВ-2, имеющего погрешность синхронизации с национальной шкалой времени UTC (SU) ±1 мкс. Синхронизация внутренних часов УСПД и сервера БД происходит автоматически при расхождении со шкалой времени УССВ-2 более чем на ±2 с не реже 1 раза в час. Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2 с выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
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.
ПО АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО является метрологически значимым.
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 каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационным признаком ПО служит номер версии ПО и цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма), которые отображаются на мониторе при запуске программы. Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Состав измерительного канала | |||||
| № ИК | Наименование объекта | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ УССВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.12 483070003107101 | ТГФМ-110 600/5, КТ 0,2S рег. № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег. № 54074-13) |
| 2 | Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.11 483070003107102 | ТРГ-110 II* 400/5, КТ 0,2S рег. № 26813-06 | НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.8 483070003107103 | ТРГ-110 II* 400/5, КТ 0,2S рег. № 26813-06 | НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03 | Альфа А1800 CT0,2S/0.5 рег.№31857-11 | RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег. № 54074-13 |
| 4 | Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.10 483070003107104 | ТОГ-110 400/5, КТ 0,2S рег. № 26118-06 | НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03 | Альфа А1800 CT0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 5 | Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.4 483070003107105 | ТРГ-110 II* 200/1, КТ 0,2S рег. № 26813-06 | НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 6 | Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.2 483070003107106 | ТРГ-110 II* 200/1, КТ 0,2S рег. № 26813-06 | НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 7 | Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.6, ОЭВ-110 кВ 483070003107901 | ТРГ-110 II* 600/5, КТ 0,2 рег. № 26813-06 | НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 8 | Елецкая ТЭЦ, ТГ-4 6 кВ 481150001114003 | ТЛП-10 800/5, RTO,2S рег. № 30709-07 | НОЛ.08 6000/100, КТ 0,2 рег. №3345-04 | Альфа А1800 CT0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 9 | Елецкая ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, яч.1, КЛ-1Т 483070003208101 | ТВ 300/5, КТ 0,2S рег. № 19720-06 | ЗНОМ-35-65 (35000:V3)/(100:V3), КТ0,5; рег. № 912-70 ЗНОМ-35 У1 (35000:V3)/(100:V3) КТ0,5 рег. № 51200-12 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 10 | Елецкая ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, яч.2, КЛ-2Т 483070003208102 | ТВ 300/5, КТ 0,2S рег. № 19720-06 | ЗНОМ-35-65 (35000:V3)/(100:V3), КТ0,5; рег. № 912-70 ЗНОМ-35 У1 (35000:V3)/(100:V3) КТ0,5 рег. № 51200-12 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 11 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.2 481150001114101 | ТЛП-10 400/5, КТ 0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:V3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 12 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.4 481150001114102 | ТЛП-10 200/5, КТ 0,2S рег. № 30709-11 | ЗНОЛ.06 (6000:V3)/(100: V3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 13 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.6 481150001114103 | ТЛП-10 300/5, КТ0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:V3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 14 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.10 481150001114104 | ТЛП-10 400/5, OT0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:V3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 15 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ-6кВ, яч.14 481150001114105 | ТЛП-10 400/5, OT0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | |
| 16 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.16 481150001114201 | ТЛП-10 600/5, OT0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | |
| 17 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.20 481150001114211 | ТЛП-10 150/5, OT0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. №3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 18 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.22 481150001114202 | ТЛП-10 400/5. OT0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | |
| 19 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.24 481150001114203 | ТЛП-10 400/5, OT0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100: V3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег. № 54074-13 |
| 20 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.25 481150001114208 | ТЛП-10 400/5, OT0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 2СШ Зав.№2106 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 21 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.28 481150001114204 | ТЛП-10 400/5, OT0,2S рег. № 30709-07 ТЛП-10 400/5, OT0,5S рег. № 30709-11 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 22 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.30 481150001114205 | ТЛП-10 600/5, OT0,2S рег. №30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 23 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.32 481150001114206 | ТЛП-10 600/5. OT0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 24 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.33 481150001114209 | ТЛП-10 600/5, OT0,2S рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 | |
| 25 | Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.34 481150001114207 | ТПЛ-10-М 400/5, OT0,5S рег. № 22192-03 | ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0,2S/0.5 рег.№31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 26 | Елецкая ТЭЦ, ГТ-1 10 кВ 481150001313001 | ТЛШ-10 2000/5, КТ0^ рег. № 11077-07 | ЗНОЛП (10000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 23544-07 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег. № 54074-13 |
| 27 | Елецкая ТЭЦ, ГТ-2 10 кВ 481150001313002 | ТЛШ-10 2000/5, КТ0^ рег. № 11077-07 | ЗНОЛП (10000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 23544-07 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | |
| 28 | Елецкая ТЭЦ, ТГ-5 6 кВ 481150001114004 | ТПОЛ 10 1500/5, КТ0^ рег. №1261-02 | ЗНОЛП (6300:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 23544-07 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | |
| 29 | Липецкая ТЭЦ-2, ТГ-3 10 кВ 481150002213003 | ТШВ 15Б 8000/5, КТ 0,5 рег. №5719-76 | ЗНОМ-15-63 10000:^3/100:^3, КТ 0,5 рег.№ 1593-70 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | |
| 30 | Липецкая ТЭЦ-2, ТГ-1 18 кВ 481150002132001 | ТШЛ 20 8000/5, КТ 0,2 рег. № 1837-63 | ЗНОМ-20-63 18000: ^3/100:^3, КТ 0,5 рег. №1593-62 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 Зав. № 01260384 | |
| 31 | Липецкая ТЭЦ-2, ТГ-2 10 кВ 481150002213002 | ТШВ 15Б 8000/5, КТ 0,5 рег. № 5719-76 | ЗНОМ-15-63 10000: ^3/100:^3, КТ 0,5 рег. № 1593-70 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | |
| 32 | Липецкая ТЭЦ-2, ТГ-4 10 кВ 481150002213004 | ТШЛ 20 10000/5, КТ 0,2 рег. № 1837-63 | ЗНОМ-15-63 10000: ^3/100:^3, КТ 0,5 рег. № 1593-70 | Альфа А1800 КТ 0,2S/0,5; рег.№31857-11 | |
| 33 | Липецкая ТЭЦ-2, ТГ-5 10 кВ 481150002213005 | ТШВ 15Б 8000/5, КТ 0,5 рег. № 5719-76 | ЗНОЛ.06 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. № 3344-04 | Альфа А1800 КТ0^/0.5 рег.№31857-11 | |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО) 4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±5), % | Границы относительной погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1-8, 11-20, | Активная | 0,6 | 1,8 |
| 22-24, 26-28 | Реактивная | 1,2 | 2,0 |
| 9, 10 | Активная | 0,8 | 2,4 |
| Реактивная | 1,6 | 2,6 | |
| 21, 25 | Активная | 0,7 | 2,1 |
| Реактивная | 1,4 | 2,6 | |
| 29, 31, 33 | Активная | 1,1 | 2,4 |
| Реактивная | 2,0 | 4,7 | |
| 30, 32 | Активная | 0,9 | 2,7 |
| Реактивная | 2,1 | 3,9 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с/сутки | 5 | ||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для получасовых измерений электроэнергии. | |||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие довери | |||
| тельной вероятности Р=0,95. 3 Границы относительной погрешности в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8 и | |||
| I20 %^ I изм< I100 %. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 33 |
| Начальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ^ом - ток, % от ^ом - коэффициент мощности, cos ф - частота, Гц - температура окружающей среды, °С | от 90 до 1110 от 100 до 120 0,9 от 49,6 до 50,4 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ^ом - ток, % от ^ом - коэффициент мощности: cos ф sin ф - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счётчика Альфа А1800, °С - температура окружающей среды для сервера ИВК, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от -45 до +40 от -40 до +65 от +10 до +30 |
| 1 | 2 |
| Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счётчик Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД RTU-327LV: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 250000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер ИВК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 80000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| Счётчик Альфа А1800: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., | |
| не менее | 180 |
| - хранение данных при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| УСПД RTU-327LV: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропо- | |
| требления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее | 45 |
| - хранение данных при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер ИВК: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояния | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервное питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование канала связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчике;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервере БД.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографическим способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 3 |
| ТРГ-110 II* | 15 | |
| ТОГ-110 | 3 | |
| ТЛП-10 | 30 | |
| ТВ | 6 | |
| ТПЛ-10-М | 2 | |
| ТЛШ-10 | 6 | |
| ТПОЛ 10 | 3 | |
| ТШВ 15Б | 9 | |
| ТШЛ 20 | 6 | |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| НОЛ.08 | 2 | |
| ЗНОМ-35-65 | 2 | |
| ЗНОМ-35 У1 | 1 | |
| ЗНОЛ.06 | 12 | |
| ЗНОЛП | 9 | |
| ЗНОМ-15-63 | 9 | |
| ЗНОМ-20-63 | 3 | |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 33 |
| УСПД | RTU-327 LV | 2 |
| УССВ | УССВ-2 | 2 |
| Сервер ИВК | Proliant | 1 |
| ПО | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Документация | ||
| Методика поверки | МП-04-06/09-2021 | 1 |
| Паспорт | 2021РД-13.04 ЭСУ.ПС | 1 шт. |
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности в филиале ПАО «Квадра»-«Липецкая генерация», аттестованным ФБУ «Липецкий ЦСМ» (Регистрационный номер RA.RU.312081 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации). Зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.34.2021.40874.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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 | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 05.11.2024 |
