60238-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО "Волжская ТГК" (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1) - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО "Волжская ТГК" (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 60238-15
Производитель / заявитель: ООО "ЕЭС.Гарант", Московская обл.
Скачать
60238-15: Описание типа СИ Скачать 130.8 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО "Волжская ТГК" (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО «Волжская ТГК» (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 60238-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО "Волжская ТГК" (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1)
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 002
Производитель / Заявитель

ООО "ЕЭС.Гарант", Московская обл.

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

60238-15: Описание типа СИ Скачать 130.8 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО «Волжская ТГК» (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) с программным обеспечением (далее - ПО) «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трёх уровней АИИС КУЭ.

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД ЭКОМ-3000, хранение измерительной информации, ее накопление и

передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы с помощью сети Ethernet. На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующим собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC составляют ± 0,5 с. Часы сервера БД синхронизированы с УСВ-1, сличение осуществляется каждый час, погрешность синхронизации ± 20 мс. Часы УСПД синхронизированы с часами сервера БД, сличение часов осуществляется каждый час, коррекция часов УСПД выполняется при расхождении ± 2 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД ± 1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Энергосфера».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

Сервер опроса PSO.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

6.5.95.3372

Цифровой идентификатор ПО

38с7d28efefe7239324b4c0a56b7c40b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1 и их основные метрологические характеристики

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

ИВКЭ

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.1

Орская ТЭЦ1, ГРУ 10 кВ, ТСШ, яч. 23 Т5

ТПШФ-10

Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 26059 Зав. № 25689 Зав. № 26802

НОМ-20

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 251163 Зав. № 251170 Зав. № 251164

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 05030107

ЭКОМ-3000 Зав. № 07134992

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.2

Орская ТЭЦ1, ТСН 13, ввод 10 кВ

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 787 Зав. № 6480

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1363

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 05030088

ЭКОМ-3000 Зав. № 07134991

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.3

Орская ТЭЦ1, ТСН 12, ввод 10 кВ

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19167 Зав. № 19177

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 67291

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02036159

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.4

Орская ТЭЦ1, ТСН 10, ввод 10 кВ

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 3379 Зав. № 3397

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1360

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02033035

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.5

Орская ТЭЦ1, ГРУ 10 кВ, 3СШ, яч. 56 Т3

ТПШФА-10

Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № 10195 Зав. № 8313 Зав. № 8387

НТМИ-10

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 662398

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 05031071

ЭКОМ-3000 Зав. № 07134992

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.6

Орская ТЭЦ1, ГРУ 10 кВ, 2СШ, яч. 26 Т2

ТПШФА-10

Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № А1665 Зав. № А1633 Зав. № А1736

НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ВСТ

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06032067

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.7

Орская ТЭЦ1, ГРУ 10 кВ, 1СШ, яч. 25

Т1

ТПШФА-10

Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № 121550 Зав. № 15480 Зав. № 10202

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ВХП

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06031182

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.8

Орская ТЭЦ1, ГРУ 10 кВ, 2СШ, яч. 4 Т4

ТПШФА-10

Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 13390 Зав. № 13448

НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ВСТ

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 06030153

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.9

Орская ТЭЦ1, ТСН 11, ввод 10 кВ

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1350 Зав. № 2458

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1441

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 02035107

ЭКОМ-3000 Зав. № 07134991

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

30

Орская ТЭЦ1, ввод 10кВ генератора 9

ТШВ-15Б Кл.т. 0,2 6000/5

Зав. № 93 Зав. № 51 Зав. № 95

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1360

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 02054690

активная

реактивная

± 0,9

± 1,5

± 1,6

± 2,3

31

Орская ТЭЦ1, ввод 10кВ генератора 10

ТШВ-15Б Кл.т. 0,2 6000/5 Зав. № 10 Зав. № 8 Зав. № 9

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1441

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 02054687

активная

реактивная

± 0,9

± 1,5

± 1,6

± 2,3

32

Орская ТЭЦ1, ввод 10кВ генератора 11

ТШВ-15Б Кл.т. 0,2 6000/5

Зав. № 20 Зав. № 21 Зав. № 22

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 67291

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 02059339

активная

реактивная

± 0,9

± 1,5

± 1,6

± 2,3

33

Орская ТЭЦ1, ввод 10кВ генератора 12

ТПШЛ-10

Кл.т. 0,5 5000/5 Зав. № 3002 Зав. № 1708

ТЛШ-10

Кл.т. 0,5 5000/5 Зав. № 1327

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1363

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 02054382

активная

реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,5

1.46

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.13, КЛ-10 кВ ЮУМЗ

ТПОФ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 08237 Зав. № 05232

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ВХП

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811082522

ЭКОМ-3000 Зав. № 04134819

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,5

1.47

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.11, КЛ-10 кВ №21 Мехза-вод

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 10387 Зав. № 17291 Зав. № 13453

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06032139

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.48

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.9, КЛ-10 кВ №8 и №19 Маш-завод

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5

Зав. № 10655 Зав. № 4077 Зав. № 10968

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06031035

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.56

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.16, КЛ-10 кВ №6 Мехзавод

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 4603

ТЛМ-10-I

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 4208

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 4602

НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ВСТ

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 06031215

ЭКОМ-3000 Зав. № 04134819

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.57

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.14, КЛ-10 кВ ЮУМЗ

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 4608

ТПОФ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 252610

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06031028

актив ная

реак тивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.58

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.12, КЛ-10 кВ ЮУМЗ

ТПОФ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 09654 Зав. № 01301 Зав. № 06383

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811082459

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,5

1.62

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 3СШ, яч.45, КЛ-10 кВ №4 и №15 Маш-завод

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 5981 Зав. № 10795 Зав. № 5982

НТМИ-10

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 662398

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06031187

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

1.67

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 3СШ, яч.46, КЛ-10 кВ ЮУМЗ

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 23292

ТПОФ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 4867 Зав. № 66282

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 05030245

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

2.1

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.33, КЛ-10кВ Крекинг-1

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5S 1000/5 Зав. № 22036 Зав. № 22041 Зав. № 22037

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ВХП

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06032127

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 6,2

2.2

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.34, КЛ-10кВ Крекинг-2

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5S 1000/5 Зав. № 22039 Зав. № 22040 Зав. № 22038

НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ВСТ

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 03034004

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 6,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2.3

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.31, КЛ-10кВ Крекинг-3

ТПОФ-10

Кл.т. 0,5 750/5 Зав. № 64059 Зав. № 65400 Зав. № 64060

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ВХП

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 05031012

ЭКОМ-3000 Зав. № 04134819

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

2.4

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.29, КЛ-10кВ Крекинг-5

ТПОФД-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 148635

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 4079

ТПОФД-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 148636

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06032130

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

2.5

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.38, КЛ-10кВ Крекинг-6

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 51889 Зав. № 51944 Зав. № 51946

НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ВСТ

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06032129

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

2.6

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.10, КЛ-10кВ Крекинг-7

ТПОФ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 61794 Зав. № 18048

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06031210

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

2.7

Орская ТЭЦ1, ГРУ-10 кВ, 3СШ, яч.48, КЛ-10кВ Крекинг-8

ТПОФ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 59724

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 50203

ТПОФ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 57204

НТМИ-10

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 662398

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06031227

активная

реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,2

± 5,1

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (30 минут).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; час

тота (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающей среды: (23±2) °С.

5 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01   -   1,2)Ih2;   диапазон   коэффициента   мощности

cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха для счётчиков типа СЭТ-4ТМ.02.2 от минус 40 °С до плюс 55 °С; для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02М от минус 40 °С до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cos9 = 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 °С до плюс 30 °С.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены  в

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счётчик  СЭТ-4ТМ.02 -  среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее

Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- счётчик  СЭТ-4ТМ.03 -  среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее

Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- счётчик  СЭТ-4ТМ.02М -  среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 час.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника

бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

-   журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения на счетчике;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- счетчика электрической энергии;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на

правлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее

3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО «Волжская ТГК» (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1) типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип компонента

№ Г осреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТПШФ

519-50

3

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-59

25

Трансформаторы тока

ТПШФА

519-50

11

Трансформаторы тока

ТШВ-15Б

5719-08

9

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

1423-60

2

Трансформаторы тока

ТЛШ-10

11077-07

1

Трансформаторы тока

ТПОФ

518-50

15

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-05

1

Трансформаторы тока проходные

ТПОЛ

47958-11

7

Трансформаторы тока

ТПОФД

518-50

2

Трансформаторы

НОМ

187-70

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

20186-05

4

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66 У3

831-69

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10

831-53

2

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

20175-01

22

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02М

36697-08

2

Устройства сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

17049-09

3

У стройства синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

1

Методика поверки

_

_

1

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 60238-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО «Волжская ТГК» (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от

ключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации, согласованной с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2001 г.;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утверждённой ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

- устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки. ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1 ОАО «Волжская ТГК» (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1)», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные документы

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.

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Смотрите также

60237-15
8494A, 8495A, 8496A, 8494B, 8495B, 8496B, 8495D Аттенюаторы ступенчатые ручные
Компания "Keysight Technologies Microwave Products (M) Sdn. Bhd.", Малайзия
Аттенюаторы ступенчатые ручные 8494А, 8495А, 8496А, 8494В, 8495В, 8496В, 8495D (далее - аттенюаторы) предназначены для ослабления электромагнитных колебаний в коаксиальных линиях передачи.
Default ALL-Pribors Device Photo
60236-15
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Нагорная"
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Нагорная» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и п...
Default ALL-Pribors Device Photo
60235-15
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Лукояновская"
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Лукояновская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения...
Default ALL-Pribors Device Photo
60234-15
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Узловая"
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Узловая» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пе...
Default ALL-Pribors Device Photo
60233-15
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Пильна"
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Пильна» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пер...