Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "АНПЗ ВНК" 2-я очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "АНПЗ ВНК" 2-я очередь

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АНПЗ ВНК» 2-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

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 с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, 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 отчетных документов. Результаты измерений посредством электронной почты передаются на АРМ энергосбытовой организации (ООО «РН-Энерго») в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.

Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний ±1 с и более.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на ±1 с и более.

Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ АО «АНПЗ ВНК» 2-я очередь наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 2023 указывается в формуляре.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 220 кВ АНПЗ (220/110/10 кВ), ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Назаров-ская ГРЭС -Ачинский НПЗ I цепь (Д-83)

ТВ-220-I

Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 19720-06

Фазы: А; В; С

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,5 220000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

УСВ-3 Рег. № 84823-22

Сервер АО «АНПЗ ВНК»

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

2

ПС 220 кВ АНПЗ (220/110/10 кВ), ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Назаров-ская ГРЭС -Ачинский НПЗ II цепь (Д-84)

ТВ-220/25 У2

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3191-72 Фазы: А; В; С

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,5 220000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

ПС 220 кВ АНПЗ (220/110/10 кВ), ОРУ-220 кВ, ОВ-220

IMB 245 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 15855-96 Фазы: А; В; С

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,5 220000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15

Фазы: А; В; С

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,5 220000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

УСВ-3 Рег. № 84823-22

Сервер АО «АНПЗ ВНК»

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

4

ПС 220 кВ Ачинский НПЗ, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ С-701

ТВ-110

Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 19720-05 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

5

ПС 220 кВ Ачинский НПЗ, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ С-702

ТВ-110

Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 19720-00 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

6

ПС 220 кВ Ачинский НПЗ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ

ТВ-110

Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 20644-00 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15

Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

УСВ-3 Рег. № 84823-22

Сервер АО «АНПЗ ВНК»

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

7

КТПН-25 кВА 6 кВ от оп. 19 ВЛ 6 кВ ГПП-1 110 кВ, ввод 0,4 кВ

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 58386-14 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

8

ТП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 11, КЛ-0,4 кВ

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

9

ТП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч.9, ВЛ-0,4 кВ

ТТИ-60

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

10

ТП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч.7, КЛ-0,4 кВ

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

11

ПС 220 кВ Ачинский НПЗ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.8, КЛ-10 кВ

ТЛК-СТ-10

Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100

Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

УСВ-3 Рег. № 84823-22

Сервер АО «АНПЗ ВНК»

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

12

ПС 220 кВ Ачинский НПЗ, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.17, КЛ-10 кВ

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100

Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

13

РТП-6 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1А, КЛ-6 кВ

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

14

РТП-6 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. 2Б, КЛ-6 кВ

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

15

РЩ-0,4 кВ АБК, КЛ-0,4 кВ от

ТП-21 6 кВ

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

16

ТП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. 20, КЛ-0,4 кВ

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 26198-03 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

17

КТП-1 6 кВ, яч. 7, КЛ-0,4 кВ

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

УСВ-3 Рег. № 84823-22

Сервер АО «АНПЗ ВНК»

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

18

ТП-12 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, п. 7 яч. 3, КЛ-0,4 кВ

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 26198-03 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

19

РТП-7 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 21, КЛ-6 кВ

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А

ТЛК-СТ-10

Кл.т. 0,2S 200/5 Рег. № 58720-14 Фазы: С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

20

ТП-12 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, п. 1 гр. 2, КЛ-0,4 кВ

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

21

РТП-7 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 17, КЛ-6 кВ

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59

Фазы: А

ТЛК-СТ-10

Кл.т. 0,2S 200/5 Рег. № 58720-14

Фазы: С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

УСВ-3 Рег. № 84823-22

Сервер АО «АНПЗ ВНК»

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

22

РТП-7 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.18, КЛ-6 кВ

ТПЛ-10с

Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 29390-05 Фазы: А; С

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 84343-22 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

23

ГПП-5 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 38, КЛ-6 кВ

ТЛО-10

Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-6

Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3

Рег. № 46738-11

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

24

ГПП-5 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 10, КЛ-6 кВ

ТЛО-10

Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-6

Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3

Рег. № 46738-11

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

25

ПС 220 кВ Ачинский НПЗ, ЗРУ-10 кВ, яч.

6, КЛ 10 кВ

ТЛК-СТ-10

Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100

Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

26

КТП 6 кВ № 452, ввод 0,4 кВ

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 9504-84 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

УСВ-3 Рег. № 84823-22

Сервер АО «АНПЗ ВНК»

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

27

РТП-7 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 4, КЛ-6 кВ

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1276-59

Фазы: А; С

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 84343-22 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

28

КТПН-25 кВА 6 кВ от оп. 21 ВЛ 6 кВ ГПП-1 110 кВ, ввод 0,4 кВ

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 46634-11

Активная

Реактивная

1,0

2,0

3,2

5,9

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

±5 с

Примечания:

1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3. Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1, 4, 8, 11, 15, 16, 18, 20, 23-25 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.

4. 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. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

28

Нормальные условия: параметры сети:

напряжение, % от ином

от 95 до 105

сила тока, % от 1ном

для ИК №№ 1, 4, 8, 11, 15, 16, 18, 20, 23-25

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cosф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

сила тока, % от 1ном

для ИК №№ 1, 4, 8, 11, 15, 16, 18, 20, 23-25

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cosф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +10 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 36697-12), ПСЧ-4ТМ.05МК:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

180000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации: для счетчиков

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

менее

45

при отключении питания, лет, не менее

40

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений, лет, не менее

3,5

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчиков:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках.

- журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и сервере;

пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков электрической энергии;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТВ-220-I

3

Трансформаторы тока

ТВ-220/25 У2

3

Трансформаторы тока

IMB 245

3

Трансформаторы тока встроенные

ТВ-110

9

Трансформаторы тока

ТОП-0,66

3

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

21

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-60

3

1

2

3

Трансформаторы тока

ТЛК-СТ-10

6

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2

Трансформаторы тока

Т-0,66 М У3

3

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

4

Трансформаторы тока

ТПЛ-10с

2

Трансформаторы тока

ТЛО-10

6

Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные

НАМИ-220 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

1

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛП-6

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

27

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер АО «АНПЗ ВНК»

1

Методика поверки

1

Формуляр

ЭНПР.411711.170.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «АНПЗ ВНК» 2-я очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

Развернуть полное описание