Номер по Госреестру СИ: 94934-25
94934-25 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" Кировская ТЭЦ-3 (неблочная часть)
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» Кировская ТЭЦ-3 (неблочная часть) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Общие сведения
Дата публикации - 19.03.2025
Срок свидетельства -
Номер записи - 196729
ID в реестре СИ - 1424203
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
нет модификации,
Производитель
Изготовитель - Филиал "Кировский" Публичного акционерного общества "Т Плюс" (Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс")
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Киров
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Екатеринбург - четвертый по численности населения город в России, административный центр Свердловской области и Уральского федерального округа.
Екатеринбург - столица Уральского федерального округа, территория которого составляет около 2 млн. км2. На территории находится крупное месторождение нефти и газа, богатые запасы нефти и газа, богатые запасы железных и полиметаллических руд. Крупнейшие металлургические предприятия мира расположены на Урале, благодаря его огромному промышленному и интеллектуальному потенциалу. Екатеринбург экспортирует сырье и продукцию тяжелого машиностроения, а импортирует продукты питания и товары народного потребления. Бизнес и инвестиции в городе очень хорошо развиты.
Екатеринбург, как и вся Свердловская область, находится в часовом поясе, обозначаемом по международному стандарту как Екатеринбургский часовой пояс. Смещение от UTC составляет +5:00. Относительно московского времени часовой пояс имеет постоянное смещение +2 часа. Екатеринбургское время отличается от стандартного на один час, так как в России действует летнее время.
Основанный как город-крепость в 1723 году, Екатеринбург расположен в центральной части Евразийского континента, на границе Европы и Азии, в средней части Уральского хребта, под 56º 51' северной широты, 60º 36' восточной долготы. Город расположен на восточном склоне Уральских гор, в пойме реки Исеть (приток Тобола).
Отчет "Анализ рынка поверки в Екатеринбурге" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Екатеринбурге.
Площадь Екатеринбурга составляет 114289 гектаров или 1142,89 квадратных километров.
- Расстояние до Москвы - 1667 километров.
- Расстояние до Владивостока - 7635 километров.
- Разница во времени с Москвой составляет плюс 2 часа.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Статистика
Кол-во поверок - 1
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№524 от 2025.03.18 ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (15)
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" Кировская ТЭЦ-3 (неблочная часть) (Обозначение отсутствует)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Филиал "Кировский" Публичного акционерного общества "Т Плюс" (Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс")
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
82658-21 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Блока 1 Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс", 1, 8, 3, 9, 1, 4 Филиал "Кировский" Публичного акционерного общества "Т Плюс" (Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс") (РОССИЯ г. Киров) |
ОТ МП |
4 года |
|
94934-25 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" Кировская ТЭЦ-3 (неблочная часть), Обозначение отсутствует Филиал "Кировский" Публичного акционерного общества "Т Плюс" (Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс") (РОССИЯ г. Киров) |
ОТ МП |
4 года |
|
94935-25 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" (Кировская ТЭЦ-3 (Блок 1), Кировская ТЭЦ-4, Кировская ТЭЦ-5), Обозначение отсутствует Филиал "Кировский" Публичного акционерного общества "Т Плюс" (Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс") (РОССИЯ г. Киров) |
ОТ МП |
4 года |
Отчет позволяет выгрузить из ФГИС АРШИН информацию, содержащуюся в поверках по выбранным типа СИ.
Форма выбора из списка типа СИ обладает свойством мультиселекта.
Анализируемый интервал 2010г. - н.в.
Задаются начало периода (год, месяц) и конец периода (год, месяц).
Выгрузка осуществляется в текстовый файл формата csv с кодировкой win1251.
Файл может быть легко прочитан любым текстовым редакторам, например: notepad++, notepad или MS Excel. Запускаем программу Excel. Переходим во вкладку «Данные». Кликаем на кнопку на ленте «Из текста», указываем путь к файлу.
Поля:
1 - Организация-поверитель
2 - ФСА РАЛ
3 - Номер свидетельства (извещения)
4 - № типа СИ
5 - Обозначение типа СИ
6 - Наименование типа СИ
7 - Модификация
8 - МПИ
9 - Изготовитель (страна, город)
10 - Собственник
11 - Год выпуска
12 - Заводской номер
13 - Дата поверки
14 - Дейтвительна до
15 - Тип поверки
16 - Ссылка на протокол поверки (если приложен)
17 - Наименование документа поверки
18 - Состав СИ (сбор данных с 2024г.)
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" Кировская ТЭЦ-3 (неблочная часть) (Обозначение отсутствует)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2025 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ООО "ЭНЕРТЕСТ" (RA.RU.311723) | 1 | 1 | 1 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" Кировская ТЭЦ-3 (неблочная часть) (Обозначение отсутствует)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии «АльфаЦЕНТР». (далее по тексту - ПО АльфаЦЕНТР). ПО АльфаЦЕНТР используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО АльфаЦЕНТР, установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 -
обеспечения
данные
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07.06 |
|
Наименование программного модуля ПО |
ac metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии
с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
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) филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» Кировская ТЭЦ-3 (неблочная часть)», аттестованном ООО «Энертест», г. Химки, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314746.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
систем.
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных Основные положения».
Правообладатель«Т
Плюс»
«Т
Плюс»
Филиал «Кировский» Публичного акционерного общества
(филиал «Кировский» ПАО «Т Плюс»)
ИНН 6315376946
Юридический адрес: 610044, г. Киров, ул. Луганская, д. 51
Телефон: +7 (8332) 57-45-59
Факс: +7 (8332) 57-44-39
E-mail: krv-secr@tplusgroup.ru
Изготовитель
Филиал «Кировский» Публичного акционерного общества(филиал «Кировский» ПАО «Т Плюс»)
ИНН 6315376946
Адрес: 610044, г. Киров, ул. Луганская, д. 51
Телефон: +7 (8332) 57-45-59
Факс: +7 (8332) 57-44-39
E-mail: krv-secr@tplusgroup.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Метрикслаб» (ООО «Метрикслаб») ИНН 3300022154Адрес: 600028, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Сурикова, д. 10а, помещ. 11 Телефон: +7-991-444-02-96
E-mail: MetrXLab@yandex.ru
Правообладатель
«ТПлюс»
«Т
Плюс»
Филиал «Кировский» Публичного акционерного общества
(филиал «Кировский» ПАО «Т Плюс»)
ИНН 6315376946
Юридический адрес: 610044, г. Киров, ул. Луганская, д. 51
Телефон: +7 (8332) 57-45-59
Факс: +7 (8332) 57-44-39
E-mail: krv-secr@tplusgroup.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- 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 персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру.
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. 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 сервер БД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по электронной почте. 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.
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 и счетчиков электрической энергии. УССВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Сравнение показаний часов сервера БД с часами УССВ осуществляется каждые 5 мин. Корректировка часов сервера БД производится при расхождении времени сервера БД и УССВ на величину более, чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками - 1 раз в 30 минут. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и сервера БД на величину более, чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков 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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 002. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Таблица 5 -
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
18 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ |
16 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛ-ЭК-35 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПК-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОФ |
28 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
GEF 40,5 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
13 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
18 |
|
Устройства синхронизации частоты и времени |
Метроном-300 |
1 |
|
Сервер БД |
— |
1 |
|
Формуляр |
МТЛ.006.002.01 ФО |
1 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ |
УССВ/ Сервер | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.39, КЛ 6 кВ ф.64 |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
Метроном-300 рег. № 74018-19 Сервер БД |
|
2 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.36, КЛ 6 кВ ф.65 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
3 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.38, КЛ 6 кВ ф.66 |
ТПОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-02 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
4 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.42, КЛ 6 кВ ф.67 |
ТПК-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 22944-02 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
5 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.62, КЛ 6 кВ ф.68 |
ТПК-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 22944-02 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
6 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.33, КЛ 6 кВ ф.69 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
7 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.35, КЛ 6 кВ ф.70 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
8 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.52, КЛ 6 кВ ф.62 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
9 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.54, КЛ 6 кВ ф.73 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
10 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.56, КЛ 6 кВ ф.74 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
11 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ, яч.60, КЛ 6 кВ ф.75 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
12 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.61, КЛ 6 кВ ф.77 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
|
13 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.51 КЛ 6 кВ ф.78 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
|
14 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.65, КЛ 6 кВ ф.79 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
15 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.34, КЛ 6 кВ ф.Аммиак-1 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
|
16 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.63, КЛ 6 кВ ф.Аммиак-2 |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
|
17 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.59, КЛ 6 кВ ф.63 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 750/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
|
18 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.37, КЛ 6 кВ ф.72 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
|
19 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.53, КЛ 6 кВ ф.61 |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
|
20 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ №9 |
ТОЛ кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47959-11 ТОЛ кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 кл.т 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
21 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ №15 |
ТОЛ кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 кл.т 0,5 Ктн = (35000/з'3)/(100/33) рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
22 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ №25 |
ТОЛ кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 кл.т 0,5 Ктн = (35000/^3)7(100/^3) рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
23 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, КЛ 35 кВ №34 |
ТОЛ кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 кл.т 0,5 Ктн = (35000/з'3)/(100/33) рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
Сервер БД
Метроном-300 рег. № 74018-19
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
24 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, КЛ 35 кВ №35 |
ТОЛ кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 кл.т 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
25 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Поселковая |
ТОЛ кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47959-16 ТЛ-ЭК-35 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 62786-21 |
GEF 40,5 кл.т 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
26 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ ГПП-II |
ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/^3) рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
27 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ ГПП-I |
ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
28 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Слободская-I |
ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/^3) рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
29 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Слободская-II |
ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
30 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Азот-1 |
ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/^3) рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
|
31 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, ОВ 110 кВ |
ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/^3) рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
Сервер БД
Метроном-300 рег. № 74018-19
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 3 метрологических характеристик.
-
2. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
-
3. Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.
-
4. Изменения оформляются техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
-
5. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.
Таблица 3 -
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
61(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I и;м' I 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1-13, 15-19 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,3 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,3 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
20-25 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
2,5 |
1,6 |
1,2 |
1,2 | |
|
0,5 |
4,8 |
3,0 |
2,2 |
2,2 | |
|
26-31 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
|
0,8 |
1,1 |
0,8 |
0,6 |
0,6 | |
|
0,5 |
1,8 |
1,3 |
0,9 |
0,9 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I и;м' I 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1-13, 15-19 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,6 |
2,6 |
2,1 |
|
0,5 |
- |
2,9 |
1,8 |
1,5 | |
|
14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,4 |
2,4 |
1,8 |
|
0,5 |
- |
2,6 |
1,5 |
1,2 | |
|
20-25 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,0 |
2,5 |
1,8 |
1,8 |
|
0,5 |
2,4 |
1,6 |
1,2 |
1,2 | |
|
26-31 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,0 |
1,3 |
0,9 |
0,9 |
|
0,5 |
1,5 |
1,0 |
0,7 |
0,7 | |
|
Номер ИК |
COSф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I и;м' I 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1-13, 15-19 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
2,2 |
1,7 |
1,6 |
|
0,8 |
- |
3,2 |
2,1 |
1,8 | |
|
0,5 |
- |
5,7 |
3,3 |
2,6 | |
|
14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,4 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
20-25 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
1,0 |
|
0,8 |
2,6 |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
0,5 |
4,8 |
3,0 |
2,3 |
2,3 | |
|
26-31 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,2 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
1,9 |
1,4 |
1,1 |
1,1 | |
|
Номер ИК |
COSф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I и;м' I 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1-13, 15-19 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
5,1 |
3,0 |
2,5 |
|
0,5 |
- |
3,5 |
2,3 |
2,1 | |
|
14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,5 |
2,5 |
2,0 |
|
0,5 |
- |
2,7 |
1,6 |
1,4 | |
|
20-25 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,4 |
2,7 |
2,0 |
2,0 |
|
0,5 |
2,9 |
1,8 |
1,4 |
1,4 | |
|
26-31 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,7 |
1,7 |
1,2 |
1,2 |
|
0,5 |
2,1 |
1,4 |
1,0 |
1,0 | |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени СОЕВ
АИИС КУЭ относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с__________________
Пр имечания
-
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для coso 1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 5i(2)%p и 52%Q для COSO' 1,0 нормируются от I2%.
-
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 4 - Основные технические
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
31 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uном |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от Iном |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,87 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
температура окружающей среды, °C: | |
|
- для счетчиков электроэнергии |
от +21 до +25 |
|
Рабочие условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uном |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от Iном |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
|
- для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от +10 до +30 |
|
- для сервера БД, УССВ |
от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии: | |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
УССВ: | |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности (при наличии | |
|
ЗИП), ч, не более |
1 |
|
Сервер АИИС КУЭ: | |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
- при отключенном питании, лет, не менее |
5 |
|
Сервер АИИС КУЭ: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, | |
|
не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекция шкалы времени;
-
- в журналах событий сервера фиксируются факты:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекция шкалы времени в счетчиках и сервере;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчиков электроэнергии;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера (серверного шкафа);
-
- наличие защиты на программном уровне:
-
- пароль на счетчиках электроэнергии;
-
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени:
-
- в счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
-
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
-
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).