Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО "СХК" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО "СХК" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 66617-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 560. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Телекор-Энергетика", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО "СХК" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО "СХК" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
66617-17
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО "СХК"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Телекор-Энергетика", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 560
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО «СХК» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1) первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии, и средней мощности и включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи до счетчиков и технические средства приема-передачи данных и каналы связи; 2) второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в свой состав: сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с установленным программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-2, технические средства приёма-передачи данных. ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин. Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется с использованием линий проводной и беспроводной связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, вычисление приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации, формирование отчетных документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в центры сбора информации. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ оператора с использованием программы «АРМ Энергосфера». Передача информации в АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов xml-формата, установленных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в свой состав устройство синхронизации времени УСВ-2, сервер и счетчики. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов СОЕВ. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии. Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) осуществляет устройство синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация шкалы времени сервера осуществляется от УСВ-2 один раз в сутки при достижении расхождения со шкалой УСВ-2 более 2 с. Синхронизация шкал времени часов счетчиков осуществляется от сервера во время сеанса связи при достижении расхождения со шкалой сервера более 3 с. Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с. Журналы событий счетчиков и сервера отражают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. Заводской номер АИИС КУЭ наноситься в эксплуатационную документацию. Знак поверки наноситься на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью их кодирования, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО Идентификационные данные (признаки) Значение Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера» Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 8.0 Цифровой идентификатор ПО cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b для файла «pso_metr.dll» Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК и их метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2-5. Таблица 2 – Состав ИК
Номер ИКНаименование присоединенияСредства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ
12345678
ТЭЦ, С1ГТ, ТГ1ТТАТПШФ519-500,52000/5
1
2ТЭЦ, С2ГТ, ТГ2ТТАТПШФ519-500,52000/5
3ТЭЦ, С6ГТ, ТГ6ТТАТПШФ519-500,54000/5
4ТЭЦ, С7ГТ, ТГ7ТТАТПШФ519-500,53000/5
5ТЭЦ, С9ГТ, ТГ9ТТАТПОФ518-500,51500/5
Продолжение таблицы 2
12345678
6ТЭЦ, С10ГТ, ТГ10ТТАТШВ-15Б5719-030,26000/5
7ТЭЦ, С11ГТ, ТГ11ТТАТВ64181-160,2S6000/5
8ТЭЦ, С12ГТ, ТГ12ТТАТВ64181-160,2S6000/5
9ТЭЦ, С13ГТ, ТГ13ТТАТШВ-155719-030,28000/5
10ТЭЦ, С15ГТ, ТГ15ТТАТПОЛ-101261-590,51500/5
11ЛЭП1 яч. 1ТТАТВ-110-IX-3.246101-100,2S1000/1
Продолжение таблицы 2
12345678
12ЛЭП2 яч. 3ТТАТВ-110-IX-3.246101-100,2S1000/1
13ОРУ220 кВ, ВЛ Т201ТТАТФЗМ 220Б-IV У16540-780,51000/5
14ВЛ110 кВ А100 яч. 16ТТАТВ-110-IX-3.246101-100,2S1000/1
15ОРУ110 кВ, яч. 25 ЛЭП8ТТАТВ-110-IX-3.246101-100,2S1000/1
16ЛЭП12 яч. 41ТТАТВ-110-IX-3.246101-100,2S1000/1
17ЛЭП13 яч. 49ТТАТВ-110-IX-3.246101-100,2S1000/1
Продолжение таблицы 2
12345678
18ЛЭП14 яч. 51ТТАТВ-110-IX-3.246101-100,2S1000/1
19ЛЭП15 яч.54ТТАТВ-110-IX-3.246101-100,2S1000/1
20ЛЭП16 яч. 55ТТАТВ-110-IX-3.246101-100,2S1000/1
21ТЭЦ, ОРУ110 кВ 2 секция, РУ10,5 кВ С2ТТТАТПОЛ-1047958-110,5S1500/5
22ТЭЦ, ОРУ110 кВ 1 секция, С1ТТТАТВ-110-IX-3.246101-100,2S1000/1
23С3Т, ЛЭП35 кВ, ГМЗТТАТОЛ-35-III47959-110,5S600/5
Продолжение таблицы 2
12345678
24РУ10,5 кВ С5Т, Л77 «Водозабор» яч. 7ТТАТОЛ-10-I15128-070,5300/5
25РУ10,5 кВ С4Т, «ТПХ» яч. 5ТТАТОЛ-1047959-110,5S1000/5
26РУ10,5 кВ С3Т, 1 пит. Л3 «Чернильщи-ково» яч. 1ТТАТОЛ-1047959-110,5S300/5
27РУ10,5 кВ С3Т, Л7 «2 пит. очистных сооружений» яч. 6ТТАТОЛ-1047959-110,5S600/5
28РУ10,5 кВ С5Т, Л7 «1 пит. очистных сооружений» яч. 3ТТАТПОЛ-1047958-110,5S600/5
29РУ10,5 кВ С5Т, 2 пит. Л3 «Чернильщи-ково» яч. 6ТТАТОЛ-1047959-110,5S300/5
Продолжение таблицы 2
12345678
30РУСН3 кВ 2 секция, «Арт. скв. № 1» яч. 34ТТАТОЛ-1047959-110,5S300/5
31РУСН3 кВ 1 секция, «Арт. скв. № 23» яч. 7ТТАТПЛ-10-М22192-070,5S400/5
32РУСН3 кВ 6 секция, «Арт. скв. № 4» яч. 117ТТАТПЛ-10-М22192-070,5S200/5
33С4Т, РУ10 кВ, яч. 3, 2 пит. КТП10/0,4ТТАТОЛ-1047959-110,5S1000/5
34ТЭЦ, С3Т, КРУН10 кВ яч. 4, «1 пит. КТП»ТТАТОЛ-1047959-110,5S1000/5
35ТЭЦ, ТП150 РУ0,4 кВ 1 пит. Опытный заводТТАТОП-0,6647959-110,5S100/5
Продолжение таблицы 2
12345678
36ТЭЦ, ТП150 РУ0,4 кВ 2 пит. Опытный заводТТАТОП-0,6647959-110,5S100/5
371 пит. Столовая ТП150 РУ0,4 кВТТАТОП-0,6647959-110,5S100/5
382 пит. Столовая ТП150 РУ0,4 кВТТАТОП-0,6647959-110,5S100/5
391 пит. Пож. ДепоТТАТОП-0,6647959-110,5S150/5
402 пит. Пож. ДепоТТАТОП-0,6647959-110,5S150/5
41РУ10,5 кВ С4Т, «ГРП об. 10», яч. 4ТТАТОЛ-1047959-110,5S1000/5
42КТПН 6/0,4 кВ «Зоновка» ЛПХ ГребенюкТТАТОП-0,6647959-110,5S50/5
43ТП 414 ГРСТТАТОП-0,6647959-110,5S50/5
Продолжение таблицы 2
12345678
44МегафонТТАТОП-0,6647959-110,5S40/5
45ТП 10/0,4 кВ УгольнаяТТАТОП-0,6647959-110,5S40/5
46СХК, СЗ, ТП4, яч. 4 (ввод на ТП Угольная)ТТАТОЛ-СЭЩ51623-120,5S100/5
47ТП Угольная РУ10 кВ яч. 3ТТАТОЛ-1047959-110,5S50/5
48РУ-10,5 кВ С5Т, яч. 8 «Комплекс по переработке золошлаковых материалов»ТТАТЛП-1030709-110,5S400/5
Информационно-вычислительный комплекс
1–48Все присоединенияУстройство синхронизации времени УСВ-241681-10––
Примечания Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик, указанных в таблицах 3 и 4. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке, который хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. ФИФ ОЕИ – Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК при измерении активной электрической энергии и средней мощности
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИКcosφГраницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности
1–5; 10 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0не норм.±1,9±2,3±1,2±1,7±1,0±1,6
6; 9 КТ ТТ 0,2; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0не норм.±1,2±1,7±1,0±1,6±0,9±1,5
7-8 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0±1,5±1,9±0,9±1,5±0,9±1,5±0,9±1,5
11–12; 14–20; 22 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 0,2S1,0±1,5±1,6±1,3±1,4±1,2±1,4±1,2±1,4
13; 24 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2S1,0не норм.±1,8±1,9±1,1±1,3±0,9±1,1
21; 23; 25–26; 29; 33–34; 41 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2S1,0±1,9±2,0±1,1±1,3±0,9±1,1±0,9±1,1
27–28; 30–32; 46–47 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0±2,1±2,5±1,2±1,7±1,0±1,6±1,0±1.6
35–38 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 0,5S1,0±2,0±3,1 ±1,0±2,6 ±0,8±2,5 ±0,8±2,5
39–40; 42–45 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 0,5S1,0±2,0±2,4 ±1,0±1,6 ±0,8±1,5 ±0,8±1,5
48 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S1,0±2,1±2,4±1,2±1,7±1,0±1,6±1,0±1,6
Примечания 1 В таблице приняты следующие обозначения: I2(1), I5, I20, I100 и I120 – значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения Iн; (1*) – границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cosφ, равного 1, нормируется в диапазоне первичного тока I1 ≤ I < I5; δо – границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; δру – границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности. 2 Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений активной электрической энергии и средней мощности. 3 В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электрической энер
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИКsinφГраницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
1–5; 10; 13; 24 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6не норм.±4,6±5,6±2,6±4,1±2,1±3,8
6; 9 КТ ТТ 0,2; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6не норм.±2,5±4,0±1,7±3,6±1,6±3,5
7-8 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S0,6±2,4±3,9±2,1±3,7±1,6±3,5±1,6±3,5
11–12; 14–20; 22 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 1,00,6±3,0±4,3±2,8±4,2±2,4±3,9±2,4±3,9
21; 23; 25–34; 41; 46–47 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6±4,2±5,2±2,9±4,3±2,1±3,8±2,1±3,8
35–38 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 1,00,6±4,1±6,8±2,7±6,1±1,8±5,8±1,8±5,8
39–40; 42–45 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 1,00,6±4,1±5,1±2,7±4,1±1,8±3,6±1,8±3,6
энергии и средней мощности
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИКsinφГраницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
1–5; 10; 13; 24 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6не норм.±4,6±5,6±2,6±4,1±2,1±3,8
6; 9 КТ ТТ 0,2; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6не норм.±2,5±4,0±1,7±3,6±1,6±3,5
7-8 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S0,6±2,4±3,9±2,1±3,7±1,6±3,5±1,6±3,5
11–12; 14–20; 22 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 1,00,6±3,0±4,3±2,8±4,2±2,4±3,9±2,4±3,9
21; 23; 25–34; 41; 46–47 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,00,6±4,2±5,2±2,9±4,3±2,1±3,8±2,1±3,8
35–38 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 1,00,6±4,1±6,8±2,7±6,1±1,8±5,8±1,8±5,8
39–40; 42–45 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 1,00,6±4,1±5,1±2,7±4,1±1,8±3,6±1,8±3,6
Продолжение таблицы 4
Примечания 1 В таблице приняты следующие обозначения: I2, I5, I20, I100 и I120 – значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения Iн; δо – границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; δру – границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности. 2 Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений электрической энергии и средней мощности. 3 В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных каналов48
Нормальные условия:
температура окружающей среды, °Сот +20 до +25
параметры сети:
напряжение, % от Uнот 98 до 102
сила тока, % от Iнот 100 до 120
частота, Гцот 49,8 до 50,2
коэффициент мощности cos(0,9 инд
Рабочие условия:
температура окружающего среды, °С
а) для ТТ и ТНот -45 до +40
б) для счетчиков (ИК 1-34, 39-47)от +10 до +35
в) для счетчиков (ИК 35-38, 48)от -40 до +40
г) для ИВКот +15 до +30
параметры сети:
напряжение, % от Uнот 90 до 110
сила тока, % от Iнот 1 (5) до 120
коэффициент мощности cos(от 0,5 до 1,0
индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более0,5
Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее
ТТ4000000
ТН400000
счетчики «Фотон» (рег. № 44153-10) и «Протон-К» (рег. № 35437-07)90000
счетчики «Фотон» (рег. № 58850-14)130000
счетчики «ПСЧ-4ТМ.05МК» (рег. № 46634-11, № 50460-18)165000
сервера 286800
Глубина хранения информации:
счетчики: «Фотон» (рег. № 44153-10), «Протон-К» (рег. № 35437-07)
«Фотон» (рег. № 58850-14)
сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии питания)10
счетчики: «ПСЧ-4ТМ.05МК» (рег. № 46634-11, № 50460-18)
а) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии питания)40
сервер:
а) хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с(5
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных каналов48
Нормальные условия:
температура окружающей среды, °Сот +20 до +25
параметры сети:
напряжение, % от Uнот 98 до 102
сила тока, % от Iнот 100 до 120
частота, Гцот 49,8 до 50,2
коэффициент мощности cos(0,9 инд
Рабочие условия:
температура окружающего среды, °С
а) для ТТ и ТНот -45 до +40
б) для счетчиков (ИК 1-34, 39-47)от +10 до +35
в) для счетчиков (ИК 35-38, 48)от -40 до +40
г) для ИВКот +15 до +30
параметры сети:
напряжение, % от Uнот 90 до 110
сила тока, % от Iнот 1 (5) до 120
коэффициент мощности cos(от 0,5 до 1,0
индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более0,5
Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее
ТТ4000000
ТН400000
счетчики «Фотон» (рег. № 44153-10) и «Протон-К» (рег. № 35437-07)90000
счетчики «Фотон» (рег. № 58850-14)130000
счетчики «ПСЧ-4ТМ.05МК» (рег. № 46634-11, № 50460-18)165000
сервера 286800
Глубина хранения информации:
счетчики: «Фотон» (рег. № 44153-10), «Протон-К» (рег. № 35437-07)
«Фотон» (рег. № 58850-14)
сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии питания)10
счетчики: «ПСЧ-4ТМ.05МК» (рег. № 46634-11, № 50460-18)
а) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии питания)40
сервер:
а) хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с(5
Надежность системных решений: – резервирование питания сервера с помощью источников бесперебойного питания; – резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи. Регистрация событий: – в журнале событий счетчика; – параметрирования; – пропадания напряжения; – коррекция шкалы времени; Защищенность применяемых компонентов: – механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование измерительных трансформаторов, счетчиков, испытательных клеммников, разветвителей интерфейсов и питания, сервера, УСВ; – защита информации на программном уровне: – результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи); – установка паролей на счетчики и сервер.
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6. Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ Наименование Обозначение Количество Трансформаторы тока ТПШФ 12 шт. ТПОФ 3 шт. ТШВ-15Б 3 шт. ТШВ-15 3 шт. ТПОЛ-10 3 шт. ТВ-110-IX-3.2 30 шт. ТФЗМ 220Б-IV У1 3 шт. ТПОЛ-10 4 шт. ТОЛ-35 III 3 шт. ТОЛ-10-I 3 шт. ТОЛ-10 20 шт. ТПЛ-10-М 4 шт. ТОП-0,66 30 шт. ТОЛ-СЭЩ 2 шт. ТЛП-10 2 шт. ТВ 6 шт. Трансформаторы напряжения НТМИ-10 7 шт. ЗНОЛ.06 3 шт. НТМИ-18 2 шт. ЗНОЛ.06 3 шт. НКФ-110 12 шт. НКФ-220-58 У1 3 шт. ЗНОЛ-35 III 3 шт. НАЛИ-НТЗ-10 4 шт. Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06 9 шт. ЗНОЛП-10 3 шт. Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные «ПротонК» Протон-К ЦМ-02-А-23-234 9 шт. Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные «Фотон» Фотон Ф-57-5-05-20 9 шт. Фотон Ф-220-5-05-13-12 4 шт. Фотон Ф-57-5-05-23-12 6 шт. Фотон Ф-57-1-02-23-12 11 шт. Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК ПСЧ–4ТМ.05МК.00 2 шт. ПСЧ–4ТМ.05МК.04 6 шт. ПСЧ–4ТМ.05МК.08 1 шт. Устройство синхронизации системного времени УСВ2 1 шт. Сервер Dell PowerEdge R630 1 шт. Методика поверки МП 266-16 с изменением № 1 1 экз. Формуляр ТЕ.411711.560 ФО 1 экз. Руководство пользователя ТЕ.411711.560 И3 1 экз.
Поверкаприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО «СХК», аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат аккредитации № 01.002412013 от 11.12.2013.
Нормативные и технические документы
Заявитель
Испытательный центр