64518-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью "Тобольская ТЭЦ" (ООО "ТТЭЦ") - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью "Тобольская ТЭЦ" (ООО "ТТЭЦ")

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 64518-16
Производитель / заявитель: ООО "Тобольская ТЭЦ", г.Тобольск
Скачать
64518-16: Описание типа СИ Скачать 149.7 КБ
64518-16: Методика поверки Скачать 742.2 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью "Тобольская ТЭЦ" (ООО "ТТЭЦ") поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 64518-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью "Тобольская ТЭЦ" (ООО "ТТЭЦ")
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 001
Производитель / Заявитель

ООО "Тобольская ТЭЦ", г.Тобольск

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 6
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 6 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

64518-16: Описание типа СИ Скачать 149.7 КБ
64518-16: Методика поверки Скачать 742.2 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ состоят из следующих уровней:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, указанные в таблице 2, соединяющие их вторичные измерительные цепи.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000М, технические средства приема-передачи данных и обеспечения электропитания.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК обеспечивает обработку данных и их архивирование, ведение базы данных для автоматизированных рабочих мест (АРМ). В состав ИВК входит сервер, связь которого с УСПД осуществляется по локальной вычислительной сети (Ethernet) и интерфейсу RS-485, технические средства обеспечения электропитания.

Первичные фазные 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.

Передача информации о результатах измерений и состоянии средств измерений (журналов событий) со счетчиков в УСПД осуществляется каждые 30 мин по запросу УСПД в цифровом виде. Накопленные значения хранятся в 30-минутных архивах УСПД. Архивы обновляются циклически и обеспечивают энергонезависимое хранение информации как минимум за последние 45 суток. Со счетчиков турбогенераторов дополнительно передаются 3-х минутные интервалы, которые хранятся в 3-х минутных архивах УСПД.

Передача информации из УСПД в сервер ИВК осуществляется по запросу ИВК в цифровом виде. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в

организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

В АИИС КУЭ реализована возможность предоставления по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии

В АИИС КУЭ синхронизация времени производится от GPS-приемника точного времени глобальной системы позиционирования. В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется внешний GPS-приемник, производства ООО «Прософт-Системы», подключенный через преобразователь интерфейса RS-232/.RS-485 Сличение времени УСПД со временем GPS-приемника осуществляется непрерывно, корректировка времени осуществляется при расхождении времени УСПД со временем GPS-приемника на величину более ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков со временем УСПД на величину ±2 с.

В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Программное обеспечение

Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программных обеспечений (ПО).

Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК) «Энергосфера».

ПО АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера» функционирует на нескольких уровнях:

- программное обеспечение инженерного пульта;

- программное обеспечение УСПД ИВКЭ;

- программное обеспечение АРМ персонала.

ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами. Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll . Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«ПК Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 7.1

Цифровой идентификатор ПО pso metr.dll

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

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 измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические и технические ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта учета,

Состав ИК АИИС КУЭ

Ктт •Ктн •Ксч

Вид энергии

Метрологические характеристики

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ

Обозначение, тип

УСПД

Г раницы основной погрешности ИК, (± 6) %

Г раницы погрешности ИК в рабочих условиях, (± 6) %

Gos ф = 0,87 sin ф = 0,5

oos ф = 0,5 sin ф = 0,87

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1—н

Турбогенератор 1Г

ТТ

Кт=0,2 Ктт=8000/5 № 4016-74

А

ТШЛ20Б-1

УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09,

о о о ОО ОО ci

активная реактивная

0,8

1,5

2,7

2,5

B

ТШЛ20Б-1

C

ТШЛ20Б-1

ТН

Кт=0,5 Ктн=18000/^3/100/^3

№ 51674-12

А

ЗНОМ-20-63

B

ЗНОМ-20-63

C

ЗНОМ-20-63

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

ci

Турбогенератор 2Г

ТТ

Кт=0,2 Ктт=10000/5 № 4016-74

А

ТШЛ20Б-1

315000

активная реактивная

0,8

1,5

2,7

2,5

B

ТШЛ20Б-1

C

ТШЛ20Б-1

ТН

Кт=0,5 Ктн=15750/100 № 1593-70

А

ЗНОМ-15-63

B

ЗНОМ-15-63

C

ЗНОМ-15-63

Счетчик

Кт=0,28/0,5

Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

1

2

3

4

5

6

7

8

9

СТ)

Турбогенератор 3Г

ТТ

Kt=0,2S Ктт=8000/5 № 36053-07

А

ТШЛ-20

УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09,

168000

активная реактивная

0,8

1,6

2,5

2,8

B

ТШЛ-20

C

ТШЛ-20

ТН

Кт=0,5 Ктн=10500/^3/100/^3

№ 3344-08

А

ЗНОЛ.06

B

ЗНОЛ.06

C

ЗНОЛ.06

Счетчик

Кт=0,28/0,5

Ксч=1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03.М

Турбогенератор 4Г

ТТ

Кт=0,2 Ктт=8000/5 № 4016-74

А

ТШЛ20Б-1

о о о 00 00 ci

активная реактивная

0,8

1,5

2,7

2,5

B

ТШЛ20Б-1

C

ТШЛ20Б-1

ТН

Кт=0,5 Ктн=18000/^3/100/^3

№ 51674-12

А

ЗНОМ-20-63

B

ЗНОМ-20-63

C

ЗНОМ-20-63

Счетчи к

Кт=0,28/0,5

Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

Турбогенератор 5Г

ТТ

Кт=0,28 Ктт=8000/5 № 41964-09

А

JKQ

168000

активная реактивная

0,8

1,6

2,5

2,8

B

JKQ

C

JKQ

ТН

Кт=0,5 Ктн=10500/^3/100/^3

№ 49111-12

А

TJC 6-G

B

TJC 6-G

C

TJC 6-G

Счетч ик

Кт=0,28/0,5

Ксч=1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03.М

1

2

3

4

5

6

7

8

9

о

Тобольская ТЭЦ; ОРУ-220 кВ; яч.2; ВЛ-220кВ Тобольская ТЭЦ-Иртыш 2 цепь

ТТ

Kt=0,2S Ктт=2000/5 № 29838-05

А

ТАТ

УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09

о о о о 00 00

активная реактивная

0,5

1,1

2,3

2,8

B

ТАТ

C

ТАТ

ТН

Кт=0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 № 20344-05

А

НАМИ-220 УХЛ1

B

НАМИ-220 УХЛ1

C

НАМИ-220 УХЛ1

Счетч ик

Кт=0,28/0,5

Ксч=1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03.М

Тобольская ТЭЦ; ОРУ-220 кВ; яч.3; ВЛ-220кВ Тобольская ТЭЦ-Иртыш 1

ТТ

Кт=0,28 Ктт=2000/5 № 29838-05

А

ТАТ

о о о о 00 00

активная реактивная

0,5

1,1

2,3

2,8

B

ТАТ

C

ТАТ

ТН

Кт=0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 № 20344-05

А

НАМИ-220 УХЛ1

B

НАМИ-220 УХЛ1

C

НАМИ-220 УХЛ1

Счетч ик

Кт=0,28/0,5

Ксч=1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03.М

00

Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.18 ВЛ-110кВ «Иртыш 1»

ТТ

Кт=0,28 Ктт=1000/1 № 25477-03

А

GSR

1100000

активная реактивная

0,8

1,5

2,5

3,6

B

GSR

C

GSR

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000/^3/100/^3

№ 14205-94

А

НКФ-110-57 У1

B

НКФ-110-57 У1

C

НКФ-110-57 У1

Счетч ик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

1

2

3

4

5

6

7

8

9

О'

Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.17; ВЛ-110кВ «Иртыш 2»

ТТ

Kt=0,2S Ктт=1000/1 № 25477-06

А

GSR

УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09

1100000

активная реактивная

0,8

1,5

2,5

3,6

B

GSR

C

GSR

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000/^3/100/^3

№ 14205-94

А

НКФ-110-57 У1

B

НКФ-110-57 У1

C

НКФ-110-57 У1

Счет чик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

10

Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.9; ВЛ-110кВ «Иртыш 3»

ТТ

Кт=0,28 Ктт=1000/1 № 25477-03

А

GSR

1100000

активная реактивная

0,8

1,5

2,5

3,6

B

GSR

C

GSR

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000/^3/100/^3

№ 14205-94

А

НКФ-110-57 У1

B

НКФ-110-57 У1

C

НКФ-110-57 У1

Счет чик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

1—н 1—н

Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.8; ВЛ-110кВ

Гобольская»

ТТ

Кт=0,28 Ктт=1000/1 № 25477-03

А

GSR

1100000

активная реактивная

0,8

1,5

2,5

3,6

B

GSR

C

GSR

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000/^3/100/^3

№ 14205-94

А

НКФ-110-57 У1

B

НКФ-110-57 У1

C

НКФ-110-57 У1

Счет чик

Кт=0,28/0,5

Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.6; ВЛ-110кВ «Бегишево»

ТТ

Кт 0,2S Ктт=1000/1 № 25477-03

А

GSR

УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09

1100000

активная реактивная

0,8

1,5

2,5

3,6

B

GSR

C

GSR

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000/^3/100/^3

№ 14205-94

А

НКФ-110-57 У1

B

НКФ-110-57 У1

C

НКФ-110-57 У1

Счетч ик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

г--Н

Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.5; ВЛ-110кВ «ГПП-3»

ТТ

Кт=0,28 Ктт=1000/1 № 25477-03

А

GSR

1100000

активная реактивная

0,8

1,5

2,5

3,6

B

GSR

C

GSR

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000/^3/100/^3

№ 14205-94

А

НКФ-110-57 У1

B

НКФ-110-57 У1

C

НКФ-110-57 У1

Счетч ик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1

№ 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

14

Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.7; ОВ-110кВ

ТТ

Кт=0,5 Ктт=1500/1 № 2793-71

А

ТФНД-110М

1650000

активная реактивная

1,1

2,3

5,6

3,3

B

ТФНД-110М

C

ТФНД-110М

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000/^3/100/^3

№ 14205-94

А

НКФ-110-57 У1

B

НКФ-110-57 У1

C

НКФ-110-57 У1

Счетч ик

Кт=0,28/0,5

Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

1

2

3

4

5

6

7

8

9

IT) 1—н

Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ; яч.6; (фидер Полимер ввод 1) КЛ-10кВ ЦРП ввод 1

ТТ

Kt=0,2S Ктт=4000/5 № 47958-11

А

ТПЛ

УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09

о о о о ОО

активная реактивная

0,8

1,6

2,5

2,8

B

ТПЛ

C

ТПЛ

ТН

Кт=0,5 Ктн=10000/100 № 831-69

А

НТМИ-10-66

B

C

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03.М

16

Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ; яч.30 (фидер Полимер ввод 2) КЛ-10кВ ЦРП ввод 2

ТТ

Kt=0,2S Ктт=4000/5 № 47958-11

А

ТПЛ

о о о о ОО

активная реактивная

0,8

1,6

2,5

2,8

B

ТПЛ

C

ТПЛ

ТН

Кт=0,5 Ктн=10000/100 № 831-69

А

НТМИ-10-66

B

C

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1

№ 36697-08

СЭТ-4ТМ.03.М

17

Тобольская ТЭЦ;

ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ; яч.4; КЛ-10кВ РП-106 ввод 1

ТТ

Kt=0,5S Ктт=800/5 № 15128-03

А

ТОЛ 10-1

16000

активная реактивная

1,1

2,3

5,0

3,4

B

-

C

ТОЛ 10-1

ТН

Кт=0,5 Ктн= 10000/100 № 831-69

А

НТМИ-10-66У3

B

C

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03.М

1

2

3

4

5

6

7

8

9

00 1—н

Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ; яч.9; КЛ-10кВ РП-102 ввод 1

ТТ

Kt=0,5S Ктт=800/5 № 15128-03

А

ТОЛ 10-1

УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09

16000

активная реактивная

1,1

2,3

5,0

4,1

B

-

C

ТОЛ 10-1

ТН

Кт=0,5 Ктн= 10000/100 № 831-69

А

НТМИ-10-66У3

B

C

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

19

Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ; яч.19; КЛ-10кВ РП-106 ввод 2

ТТ

Kt=0,5S Ктт=800/5 № 15128-03

А

ТОЛ 10-1

16000

активная реактивная

1,1

2,3

5,0

4,1

B

C

ТОЛ 10-1

ТН

Кт=0,5 Ктн= 10000/100 № 831-69

А

НТМИ-10-66У3

B

C

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

20

Тобольская ТЭЦ;

ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ; яч.28;

КЛ- 10кВ РП-102 ввод 2

ТТ

Kt=0,5S Ктт=800/5 № 15128-03

А

ТОЛ 10-1

16000

активная реактивная

1,1

2,3

5,0

4,1

B

-

C

ТОЛ 10-1

ТН

Кт=0,5 Ктн= 10000/100 № 831-69

А

НТМИ-10-66У3

B

C

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

1

2

3

4

5

6

7

8

9

21

Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ; яч.24;

КЛ-10кВ РП-101 ввод 2

ТТ

Kt=0,5S Ктт=800/5 № 15128-03

А

ТОЛ 10-1

УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09

16000

активная реактивная

1,1

2,3

5,0

4,1

B

-

C

ТОЛ 10-1

ТН

Кт=0,5 Ктн= 10000/100 № 831-69

А

НТМИ-10-66У3

B

C

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

Cl Cl

Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ;

яч.3;

КЛ-10кВ РП-101 ввод 1

ТТ

Kt=0,5S Ктт=800/5 № 15128-03

А

ТОЛ 10-1

16000

активная реактивная

1,1

2,3

5,0

4,1

B

-

C

ТОЛ 10-1

ТН

Кт=0,5 Ктн= 10000/100 № 831-69

А

НТМИ-10-66У3

B

C

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

23

Тобольская ТЭЦ;

ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ; яч.22; ТКП-1 (ШМ-1)

ТТ

Kt=0,5S Ктт=2000/5 № 3972-03

А

ТШЛ-10

о о о о

активная реактивная

1,1

2,3

5,0

4,1

B

-

C

ТШЛ-10

ТН

Кт=0,5 Ктн= 10000/100 № 831-69

А

НТМИ-10-66У3

B

C

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

1

2

3

4

5

6

7

8

9

24

Тобольская ТЭЦ;

ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ; яч.2; ТКП-2 (ШМ-2)

ТТ

Kt=0,5S Ктт=2000/5 № 3972-03

А

ТШЛ-10

УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09

о о о о

активная реактивная

1,1

2,3

5,0

4,1

B

-

C

ТШЛ-10

ТН

Кт=0,5 Ктн= 10000/100 № 831-69

А

НТМИ-10-66У3

B

C

Счет чик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе 9 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±6 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (япф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 30 до плюс 30 °С;

2. Нормальные условия:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50+0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения - напряжение от 0,99/Лн до 1,01-ин; ток от 1Д1н

до 1,2-1н; cos9 = 0,87 инд.; частота - (50+0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до плюс 50 °С; ТН - от минус 40 до

плюс 50 °С; счетчиков: в части активной энергии (23±2) °С согласно ГОСТ 30206-94, в части реактивной энергии (20±2) °С согласно ГОСТ 26035-83 и (23±2) °С согласно ГОСТ 52425-2005; УСПД - от полюс 15 до плюс 25 °С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/Лн1 до 1,1-инх; диапазон силы вторичного тока от 0,01Пн1 до 1,2^н1; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9^ин2 до 1,1-ин2; диапазон силы вторичного тока от 0,01Пн2 до 1,2Лн2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха до 90 % при температуре 30 °С;

- атмосферное давление от 70 до 106,7 кПа.

Для УСПД температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;

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

- относительная влажность воздуха до 90 % при температуре 30°С;

- атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа.

4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и компонентов АИИС КУЭ электроэнергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками приведенными в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 - не менее 90000 часов, СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140 000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 24 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчиков электроэнергии Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

- для УСПД Тв < 24 часа

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- защита на   программном уровне   информации   при   хранении,   передаче,

параметрировании:

- счетчика электрической энергии;

- УСПД;

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М - 114 суток;

- УСПД - 45 суток

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»)типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ») представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»)__________________________________________

Наименование (обозначение) изделия

Кол-во (шт.)

Трансформаторы тока ТШЛ-20

3

Трансформаторы тока ТШЛ20Б-1

9

Трансформаторы тока JKQ

3

Трансформаторы тока ТАТ

6

Трансформаторы тока GSR

18

Трансформаторы тока ТФНД-110М

3

Трансформаторы тока ТПЛ

6

Трансформаторы тока ТОЛ 10-1

12

Трансформаторы тока ТШЛ-10

2

Трансформаторы напряжения ЗНОМ-20-63

6

Трансформаторы напряжения ЗНОМ-15-63

3

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06

3

Трансформаторы напряжения TJC 6-G

3

Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения НКФ-110-57 У1

6

Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66

4

Счетчики электрической энергии трехфазные статические СЭТ-4ТМ.03М

7

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03

16

Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000»

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 64518-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 17.05.2016 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.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

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

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124

РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии

многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;

- для УСПД ЭКОМ-3000М - в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программно-технический ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003МП», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 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 со

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

- термогигрометр «TESTO» (мод. 608-H1): диапазон измерений температуры от 0 до + 50 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 15 до 80 %, дискретность 0,1 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ») с изменением №1. Внесена в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений под № ФР.1.34.2012.11561

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.

Смотрите также

Системы измерительные Альбатрос ТанкМенеджер-2 (далее - системы) предназначены для измерений массы, параметров нефти и нефтепродуктов в парках резервуаров высотой от 1,5 до 25,0 м, согласно ГОСТ Р 8.595-2004.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Самарской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и ре...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Артемовская ТЭЦ» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также дл...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО »ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а та...