Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО "Волжская ТГК" (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1)
Номер в ГРСИ РФ: | 60238-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ЕЭС.Гарант", Московская обл. |
60238-15: Описание типа СИ | Скачать | 130.8 КБ |
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 | 22.12.2024 |
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.