Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Пензенская генерирующая компания" АИИС КУЭ ОАО "ПГК"
- ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:33101-06
- 22.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Пензенская генерирующая компания" АИИС КУЭ ОАО "ПГК"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2006 |
| Дата протокола | 13д от 16.11.06 п.65 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 25789 |
| Срок действия сертификата | . . |
| Страна-производитель | Россия |
| Технические условия на выпуск | тех.документация ОАО |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Пензенская генерирующая компания» АИИС КУЭ ОАО «ПГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, мощности и времени.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений электроэнергии;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК);
Первый уровень - ИИК, расположенный на территории Пензенской ТЭЦ-1, обеспечивает:
- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии других показателей коммерческого учета;
- автоматическое выполнение измерений времени и интервалов времени;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий», сопровождающих процессы измерения;
- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений в специальной базе данных;
- безопасность хранения информации и программного обеспечения (ПО) в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 и ГОСТ Р 51275;
- предоставление доступа к измеренным значениям параметров и «Журналам событий» со стороны ИВКЭ и ИВК;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- диагностику работы технических средств.
ИИК включают в себя следующие средства измерений:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746;
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983;
- счётчики электрической энергии и включающие в себя средства обеспечения ведения единого времени.
Состав ИИК приведён в таблице 1.
Второй уровень - уровень ИВКЭ, расположенный на территории ГЩУ, выполняет функцию консолидации информации. Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 собирают данные об электропотреблении от первичных измерителей, счетчиков электрической энергии. Уровень ИВКЭ обеспечивает:
- автоматический сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК, обслуживаемых ИВКЭ;
- возможность масштабирования долей именованных величин электроэнергии;
- ведения «Журнала событий»;
- предоставление доступа ИВК к результатам измерений;
- предоставление доступа ИВК к данным о состоянии средств измерений;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения;
- диагностику работы технических средств;
- хранение результатов измерений;
- хранение данных о состоянии средств измерений;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.
В состав ИВКЭ входят:
- контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70, являющиеся устройствами сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК и ИВК;
- технические средства приема-передачи данных (модемы и каналообразующая аппаратура).
Третий уровень - уровень ИВК, осуществляет сбор и хранение информации.
У ровень ИВК обеспечивает:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений с ИВКЭ, обслуживаемых ИВК;
- контроль достоверности данных;
- контроль восстановления данных;
- возможность масштабирования долей именованных величин электроэнергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений смежным субъектам оптового рынка и заинтересованным контрагентам;
- безопасность хранения данных и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и программного обеспечения;
- измерение времени и синхронизацию времени от системы обеспечения синхронизации времени.
В состав ИВК входят:
- технические средства приема-передачи данных;
- коммуникационный сервер (ИВК «ИКМ-Пирамида») - для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений с УСПД;
- сервер базы данных - для ведения базы данных, информационного обмена с внешними системами и синхронизации времени АИИС КУЭ;
- технические средства для организации локальной вычислительной сети с разграничением прав доступа к информации;
- технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1.
СОЕВ обеспечивает:
- привязку к единому календарному времени;
- выполнение законченной функции измерений времени, интервалов времени и синхронизацию (коррекцию) времени на всех уровнях АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование присоединения | Состав измерительного канала (тип, класс точности, коэффициент, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ) | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК (ИВКЭ) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Г енератор ТГ-3 | ТЛП-10 КТ 0,2S Ктт=4000/5 (2 шт.) 30709-05 | НТМИ-6 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (1 шт.) 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | СИКОН С70 28822-05 |
| 2 | Г енератор ТГ-4 | ТПШЛ-10 КТ=0,5 Ктт=4000/5 (2 шт.) 1423-60 | ЗНОЛ.06 КТ=0,5 Ктн=6300/100 (3 шт.) 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04 | |
| 3 | Г енератор ТГ-5 | ТШЛ-10 КТ=0,5 Ктт=5000/5 (2 шт.) 3972-73 | ЗНОЛ.06 КТ=0,5 Ктн=10000/100 (3 шт.) 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04 | |
| 4 | Г енератор ТГ-6 | ТПШЛ-10 КТ=0,5 Ктт=5000/5 (2 шт.) 1423-60 | НТМИ-10 КТ=0,5 Ктн=10000/100 (1 шт.) 831-53 | СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04 | |
| 5 | Г енератор ТГ-7 | ТШЛ-20Б-1 КТ=0,5 Ктт=8000/5 (2 шт.) 4016-74 | ЗНОЛ.06-10 У3 КТ=0,5 Ктн=10000/100 (3 шт.) 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04 | |
| 6 | Г енератор ТГ-8 | ТШЛ-20Б-1 КТ=0,5 Ктт=8000/5 (2 шт.) 4016-74 | ЗНОМ-15-63 КТ=0,5 Ктн=10000/100 (3 шт.) 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М KT=0,5S/1,0 36697-12 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, I СШ 110 кВ, яч.0, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- Маяк I цепь | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | СИКОН С70 28822-05 |
| 8 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, II СШ 110 кВ, яч.1, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- Маяк II цепь | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 9 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, II СШ 110 кВ, яч.2, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- Пенза-1 II цепь | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 10 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, I СШ 110 кВ, яч.5, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- Пенза-1 I цепь | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 11 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, I СШ 110 кВ, яч.8, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- Селикса тяговая | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 12 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, II СШ 110 кВ, яч.9, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- Леонидовка тяговая с отпайкой на ПС Восточная | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 13 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, I СШ 110 кВ, яч.10, ВЛ-110 кВ ТЭЦ-1- ЗИФ | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04 | |
| 14 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, I СШ 35 кВ, яч. 3, КЛ-35 кВ ТЭЦ-1-Саранская II цепь | ТВ-35 IV КТ=0,5 Ктт=800/5 (2 шт.) 3198-89 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 15 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, II СШ 35 кВ, яч. 7, ВЛ-35 кВ ТЭЦ- 1-Радиозавод | ТВ-35 IV КТ=0,5 Ктт=800/5 (2 шт.) 3198-89 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 16 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, II СШ 35 кВ, яч. 5, КЛ-35 кВ ТЭЦ-1-Саранская I цепь | ТВ 35-IV КТ=0,5 Ктт=800/5 (2 шт.) 3198-89 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | СИКОН С70 28822-05 |
| 17 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, I СШ 35 кВ, яч. 9, ВЛ-35 кВ ТЭЦ-1-Компрессорный завод | ТВ-35-IV КТ=0,5 Ктт=800/5 (2 шт.) 3198-89 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 18 | Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, I сек. II СШ 6 кВ, яч.17, КЛ-6 кВ Г ород-I | ТЛП-10 KT=0,2S Ктт=1000/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 19 | Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.20, КЛ-6 кВ Г ород-II | ТЛП-10 KT=0,2S Ктт=1000/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 20 | Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.18, КЛ-6 кВ Г ород-III | ТЛП-10 KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 21 | Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, I сек. II СШ 6 кВ, яч.19, КЛ-6 кВ Шуист-I | ТЛП-10 KT=0,2S Ктт=600/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 22 | Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.16, КЛ-6 кВ Шуист-II | ТЛП-10 KT=0,2S Ктт=600/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 23 | Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.26, КЛ-6 кВ КПД-I | ТЛП-10-2 KT=0,2S Ктт=600/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 24 | Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, I сек. II СШ 6 кВ, яч.23, КЛ-6 кВ КПД-II | ТЛП-10-2 KT=0,2S Ктт=600/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 25 | Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, I сек. II СШ 6 кВ, яч.21, КЛ-6 кВ ГНС | ТЛП-10-2 KT=0,2S Ктт=400/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | СИКОН С70 28822-05 |
| 26 | Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.22, КЛ-6 кВ ВЭМ | ТЛП-10-2 KT=0,2S Ктт=600/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04 | |
| 27 | Пензенская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, II сек. II СШ 6 кВ, яч.34, КЛ-6 кВ ЧП Орлов | ТЛО-10 KT=0,2S Ктт=150/5 (2 шт.) 25433-03 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04 | |
| 28 | Пензенская ТЭЦ-1, РУ-0,4 кВ, Щит №17, П-10, КЛ-0,4 кВ Литвинова поляна | ТШП-0,66 КТ=0,5 Ктт=400/5 (3 шт.) 15173-01 | - | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | ИВК «ИКМ Пирамида» 45270-10 |
| 30 | Пензенская ТЭЦ-1, РУ-0,4 кВ, РШк-204, гр.2, КЛ-0,4 кВ BEELINE | ТТИ-А УХЛ3 КТ=0,5 Ктт=50/5 (3 шт.) 28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 31 | Пензенская ТЭЦ-1, РУ-0,4 кВ, РШ Потребителей, яч. 3, КЛ-0,4 кВ Здоровье | ТШП-0,66 КТ=0,5 Ктт=400/5 (3 шт.) 15173-96 | - | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 32 | Пензенская ТЭЦ-1, РУ-0,4 кВ, РШ Потребителей, яч. 1, КЛ-0,4 кВ Концепт | ТШП-0,66 КТ=0,5 Ктт=300/5 (3 шт.) 15173-96 | - | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 33 | Пензенская ТЭЦ-1, РУ-0,4 кВ, П-10 Щита освещения, КЛ-0,4 кВ Новочеркасская-5 | Т-0,66 КТ=0,5 Ктт=100/5 (3 шт.) 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 35 | Пензенская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, Выключатель ОВ-110 кВ | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 KT=0,5S/1,0 27524-04 | СИКОН С70 28822-05 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 36 | Трансформатор блока 5ГТ-110 кВ | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=1000/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04 | СИКОН С70 28822-05 |
| 37 | Трансформатор блока 6ГТ-110 кВ | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=1000/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04 | |
| 38 | Трансформатор блока 7ГТ-110 кВ | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=1000/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04 | |
| 39 | Трансформатор блока 8ГТ-110 кВ | ТВ-110/50 КТ=0,5 Ктт=1000/5 (3 шт.) 3190-72 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04 | |
| 40 | Трансформатор 20Т-110 кВ | ТВТ 110 КТ=0,5 Ктт=200/5 (2 шт.) 3635-73 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ=0,2 Ктн=110000/100 (3 шт.) 24218-03 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04 | |
| 41 | Трансформатор Т1Т-35 кВ | ТВ-35-I КТ=1,0 Ктт=600/5 (2 шт.) 3198-89 | НАМИ-35УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04 | |
| 42 | Трансформатор Т1Т-6 кВ | ТПШЛ-10 КТ=0,5 Ктт=3000/5 (2 шт.) 1423-60 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04 | |
| 43 | Трансформатор блока 5ГТ-35 кВ | ТВ-35-IV КТ=0,5 Ктт=1200/5 (2 шт.) 3198-89 | НАМИ-35УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04 | |
| 44 | Трансформатор блока 6ГТ-35 кВ | ТВ-35-IV КТ=0,5 Ктт=1200/5 (2 шт.) 3198-89 | НАМИ-35УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ=0,58/1,0 27779-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 45 | Трансформатор Т2Т-35 кВ | ТВ-35 IV КТ=0,5 Ктт=600/5 (2 шт.) 3198-89 | НАМИ-35УХЛ1 КТ=0,5 Ктн=35000/100 (1 шт.) 19813-00 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ^^Л^ 27779-04 | СИКОН С70 28822-05 |
| 46 | Трансформатор Т2Т-6 кВ | ТПШФ КТ=0,5 Ктт=3000/5 (2 шт.) 519-50 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 47 | Рабочее питание 4 секции | ТЛП-10 KT=0,2S Ктт=1000/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 48 | Линия резервного питания 1 | ТПШФ КТ=0,5 Ктт=4000/5 (2 шт.) 519-50 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 49 | Рабочее питание 5 секции | ТЛП-10 KT=0,2S Ктт=750/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 50 | Линия резервного питания 2 | ТПШЛ-10 КТ=0,5 Ктт=4000/5 (2 шт.) 1423-60 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 51 | Рабочее питание 6 секции | ТЛП-10 KT=0,2S Ктт=750/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 52 | Рабочее питание 7 секции | ТЛП-10 KT=0,2S Ктт=1000/5 (2 шт.) 30709-05 | НОЛ.08 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 3345-04 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 53 | Рабочее питание 8 секции | ТЛО-10 KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-03 | ЗНОЛ-06 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (3 шт.) 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ=0,58/1,0 36355-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 54 | Рабочее питание 9 секции | ТЛО-10 KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-03 | ЗНОЛ-06 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (3 шт.) 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | СИКОН С70 28822-05 |
| 55 | Рабочее питание 10 секции | ТЛО-10 KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-03 | ЗНОЛ-06 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (3 шт.) 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 56 | Рабочее питание 11 секции | ТЛО-10 KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-11 | ЗНОЛ.06 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (3 шт.) 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,58/1,0 27524-04 | |
| 57 | Шинопровод-А | ТЛО-10 KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-03 | НОМ-6 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 | |
| 58 | Шинопровод-Б | ТЛО-10 KT=0,2S Ктт=1500/5 (2 шт.) 25433-03 | НОМ-6 КТ=0,5 Ктн=6000/100 (2 шт.) 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05 KT=0,5S/1,0 27779-04 |
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблицах 2-11. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
Таблица 4 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Таблица 5 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
Таблица 6 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Таблица 7 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Таблица 8 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
Таблица 9 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Таблица 10 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
Таблица 11 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 12, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 12.
Таблица 12 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 1, 18 - 27, 47, 49, 53 - 58), включающих ТТ с классом точности 0,2S; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при емкостной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном | ±(1,4 - 1,5) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном | ±(1,0 - 1,2) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном | ±(1,0 - 1,2) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном | ±(1,0 - 1,2) % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 1, 18 - 27, 47, 49, 53 - 58), включающих ТТ с классом точности 0,2S; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при индуктивной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном | ±(1,4 - 2,0) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном | ±(1,0 - 1,6) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном | ±(1,0 - 1,6) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном | ±(1,0 - 1,6) % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 2 - 6, 14 - 17, 42 - 44, 46, 48, 50 - 52), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при емкостной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном | ±(2,2 - 3,1) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном | ±(1,3 - 1,8) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном | ±(1,1 - 1,5) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном | ±(1,1 - 1,5) % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 2 - 6, 14 - 17, 42 - 44, 46, 48, 50 - 52), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при индуктивной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном | ±(2,2 - 5,6) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном | ±(1,3 - 3,1) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном | ±(1,1 - 2,4) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном | ±(1,1 - 2,4) % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 7 - 13, 35 - 40), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,2 и счетчики с классом точности 0,5S при емкостной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном | ±(2,1 - 3,1)% |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном | ±(1,2 - 1,7) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном | ±(1,0 - 1,3) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном | ±(1,0 - 1,3) % |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 7 - 13, 35 - 40), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,2 и счетчики с классом точности 0,5S при индуктивной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном | ±(2,1 - 5,5) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном | ±(1,2 - 2,9) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном | ±(1,0 - 2,1) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном | ±(1,0 - 2,1) % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 28 - 33), включающих ТТ с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при емкостной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном | ±(2,1 - 3,0) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном | ±(1,1 - 1,6) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном | ±(0,9 - 1,3) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном | ±(0,9 - 1,3) % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 28 - 33), включающих ТТ с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при индуктивной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном | ±(2,1 - 5,5) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном | ±(1,1 - 2,8) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном | ±(0,9 - 2,0) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном | ±(0,9 - 2,0) % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 41, 45), включающих ТТ с классом точности 1,0; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при емкостной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,05•Iном | ±(3,6 - 5,7) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=0,2•Iном | ±(1,9 - 3,0)% |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,0•Iном | ±(1,5 - 2,2) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,8)/I1=1,2•Iном | ±(1,5 - 2,2) % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для ИК (№№ 41, 45), включающих ТТ с классом точности 1,0; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S при индуктивной нагрузке: - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,05•Iном | ±(3,6 - 10,7) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=0,2•Iном | ±(1,9 - 5,5) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,0•Iном | ±(1,5 - 3,9) % |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1>cosф>0,5)/I1=1,2•Iном | ±(1,5 - 3,9) % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 1, 18 - 27, 47, 53 - 58), включающих ТТ с классом точности 0,2S; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при емкостной нагрузке ($шф=0,6): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном | ±2,5 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном | ±1,7 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном | ±1,7 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном | ±1,7 % |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 1, 18 - 27, 47, 53 - 58), включающих ТТ с классом точности 0,2S; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при индуктивной нагрузке ($шф=0,866): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном | ±1,8 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном | ±1,5 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном | ±1,4 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном | ±1,4 % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 2 - 6, 14 - 17, 42 - 44, 46, 48, 50 - 52), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при емкостной нагрузке (8Шф=0,6): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном | ±4,7 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном | ±2,7 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном | ±2,2 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном | ±2,2 % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 2 - 6, 14 - 17, 42 - 44, 46, 48, 50 - 52), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при индуктивной нагрузке (зшф=0,866): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном | ±3,0 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном | ±1,9 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном | ±1,6 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном | ±1,6 % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 7 - 13, 35 - 40), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,2 и счетчики с классом точности 1,0 при емкостной нагрузке (ыпф=0,6): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном | ±4,6 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном | ±2,6 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном | ±2,0 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном | ±2,0 % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 7 - 13, 35 - 40), включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,2 и счетчики с классом точности 1,0 при индуктивной нагрузке ($шф=0,866): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном | ±2,9 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном | ±1,8 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном | ±1,5 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном | ±1,5 % |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 28 - 33), включающих ТТ с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при емкостной нагрузке (зшф=0,6): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^1ном | ±4,6 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном | ±2,5 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном | ±1,9 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном | ±1,9 % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 28 - 33), включающих ТТ с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при индуктивной нагрузке ($шф=0,866): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном | ±2,9 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном | ±1,7 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном | ±1,5 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном | ±1,5 % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 41, 45), включающих ТТ с классом точности 1,0; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при емкостной нагрузке ($шф=0,6): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном | ±8,7 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном | ±4,6 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном | ±3,3 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном | ±3,3 % |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии для ИК (№№ 41, 45), включающих ТТ с классом точности 1,0; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 при индуктивной нагрузке ($шф=0,866): - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,05 ^ном | ±5,1 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=0,2^1ном | ±2,8 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,0^1ном | ±2,1 % |
| - в точке диапазона первичного тока сети 11=1,2^1ном | ±2,1 % |
| Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений для всех ИК, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной в пределах рабочего диапазона на каждые 10 °С: - при измерении количества активной электрической энергии: при C0Sф=1 | ±0,3 % |
| при cosф=0,5 | ±0,5 % |
| - при измерении количества реактивной электрической энергии | ±0,56qto |
| Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений количества активной электрической энергии для всех ИК, вызванной изменением первичного напряжения в пределах ±10 %: при C0Sф=1 | ±0,2 % |
| при cosф=0,5 | ±0,4 % |
| Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений для всех ИК, вызванной изменением частоты в пределах ±5 %: - при измерении количества активной электрической энергии | ±0,2 % |
| - при измерении количества реактивной электрической энергии | ±0Лсо |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений для всех ИК, вызванной, внешним магнитным полем до 0,5 мТл: - при измерении количества активной электрической энергии - при измерении количества реактивной электрической энергии | ±1,0 % ±3(_)со |
| Пределы допускаемой абсолютной суточной погрешности измерений текущего времени | ±0,5 с |
| Нормальные условия измерений: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность окружающего воздуха, %, при 30 °С не более - атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.) - напряжение питающей сети переменного тока, В, - частота питающей сети, Гц | от +10 до +35 80 от 84 до 106,7 (от 630 до 800) от 198 до 242 от 49,5 до 50,5 |
Таблица 13 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающей среды (для ТН и ТТ), °С - температура окружающей среды (для счётчиков и компьютера), °С - относительная влажность окружающего воздуха, %, при 30 °С не более - атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.) - напряжение питающей сети переменного тока, В - частота питающей сети, Гц | от -30 до +50 от +5 до +40 80 от 84 до 106,7 (от 630 до 800) от 198 до 242 от 47,5 до 52,5 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 35000 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 14.
Таблица 14 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Количество, шт. |
| 1 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03 | 24 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05 | 30 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М | 1 |
| Трансформатор тока ТПШЛ-10 | 8 |
| Трансформатор тока ТШЛ-10 | 2 |
| Трансформатор тока ТШЛ-20Б-1 | 4 |
| Трансформатор тока ТЛП-10 | 20 |
| Трансформатор тока ТЛП-10-2 | 8 |
| Трансформатор тока ТЛО-10 | 14 |
| 1 | 2 |
| Трансформатор тока встроенные ТВ-35 IV | 14 |
| Трансформатор тока встроенные ТВ-35 I | 2 |
| Трансформатор тока ТВ-110/50 | 36 |
| Трансформатор тока ТВТ-110 | 2 |
| Трансформаторы тока ТПШФ | 4 |
| Трансформатор тока шинный ТШП-0,66 | 9 |
| Трансформатор тока Т-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока измерительный на номинальное напряжение 0,66 кВ ТТИ-А УХЛ3 | 3 |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6 | 1 |
| Трансформатор напряжения НОМ-6 | 4 |
| Трансформатор напряжения НОЛ.08 | 8 |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 | 18 |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10У3 | 3 |
| Трансформатор напряжения НТМИ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения ЗНОМ-15-63 | 3 |
| Трансформатор напряжения антирезонансный трехфазный НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 | 2 |
| ИВК "ИКМ - Пирамида" | 2 |
| Устройство синхронизации времени УСВ-1 | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 33101-06 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Пензенская генерирующая компания» АИИС КУЭ ОАО «ПГК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 12 июля 2017 г.
Основные средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (рег. № 33750-07). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ±0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ±2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ±1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ±0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ±0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011 (Рег. № 35682-07). Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ±0,1 с.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в ВЛСТ 922.00.000 МИ «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Пензенская генерирующая компания» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ОАО «ПГК»).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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