Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСО КЧХК" (2-я очередь)
| Номер в ГРСИ РФ: | 64758-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСО КЧХК» (2-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64758-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСО КЧХК" (2-я очередь) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 242 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 64758-16: Описание типа СИ | Скачать | 125.1 КБ | |
| 64758-16: Методика поверки | Скачать | 1.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСО КЧХК» (2-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных RTU-325, RTU-325L (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ-2) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) энергосбытовой организации ООО «ЭСО КЧХК», программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Пермское РДУ и всем заинтересованным субъектам осуществляется от АРМ энергосбытовой организации ООО «ЭСО КЧХК» по сети Internet с использованием ЭЦП. АРМ энергосбытовой организации ООО «ЭСО КЧХК» раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ-2 не более ±1 с. УССВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ-2 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий УСПД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.01, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.07 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений (Рег. № 44595-10).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
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 АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, (±6), % |
Погрешность в рабочих условиях, (±6), % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС 74 6/0,4 кВ | ||||||||
|
1 |
ПС 74 6/0,4 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, ф. 25 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 04577; Зав. № 04556 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1910 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152674 |
RTU-325 Зав. № 002308 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
ПС 12 6/0,4 кВ | ||||||||
|
2 |
ПС 12 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, ф. 45 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 46860; Зав. № 21354 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 1273; Зав. № 1230; Зав. № 1281 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152598 |
RTU-325L Зав. № 002315 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
3 |
ПС 12 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, ф. 50 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 7253; Зав. № 46814 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 1404; Зав. № 1403; Зав. № 1412 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152619 |
RTU-325L Зав. № 002315 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
4 |
ПС 12 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ, 5 с.ш. 6 кВ, ф. 89 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 5284; Зав. № 24488 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 1441; Зав. № 1402; Зав. № 1445 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152594 |
RTU-325L Зав. № 002315 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
ПС 1 6/0,4 кВ | ||||||||
|
5 |
ПС 1 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ф. 20 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 65249; Зав. № 58636 |
НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 5846; Зав. № 1059 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152703 |
RTU-325L Зав. № 002315 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
ПС 3 6/0,4 кВ | ||||||||
|
6 |
ПС 3 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ф. 7 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 52475; Зав. № 52300 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6274 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152563 |
RTU-325L Зав. № 002315 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС 25 6/0,4 кВ | ||||||||
|
7 |
ПС 25 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ф. 10 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 2178; Зав. № 48492 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9434 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152653 |
RTU-325 Зав. № 002308 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
8 |
ПС 25 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ф. 12 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 41357; Зав. № 41739 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9434 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152702 |
RTU-325 Зав. № 002308 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
9 |
ПС 25 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ф. 13 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 7818; Зав. № 5970 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7312 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152731 |
RTU-325 Зав. № 002308 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
10 |
ПС 25 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ф. 9 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 5979; Зав. № 5975 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7312 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152724 |
RTU-325 Зав. № 002308 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
11 |
ПС 25 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ф. 2 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 5971; Зав. № 3219 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9434 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152608 |
RTU-325 Зав. № 002308 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Кировская ТЭЦ-3 | ||||||||
|
12 |
Кировская ТЭЦ-3, РУ-3 кВ, 3 секция 3 кВ, яч. 21 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 532; Зав. № 534 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 3000/100 Зав. № 361262 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 11041239 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,3 |
|
13 |
Кировская ТЭЦ-3, РУ-3 кВ, 4 секция 3 кВ, яч. 32 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 543; Зав. № 562 |
НТМИ-3 Кл. т. 0,5 3000/100 Зав. № 650 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 11040116 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
1,2 2,8 |
3,3 5,3 |
|
14 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, ШР 4 СШ 110 кВ, СВ24 |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2 1000/5 Зав. № 312; Зав. № 306; Зав. № 304 |
НКФА-110 II УХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 8273; Зав. № 8274; Зав. № 8275 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808151821 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
0,8 1,8 |
1,6 2,7 |
|
15 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, ШР 3 СШ 110 кВ, СВ13 |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2 1000/5 Зав. № 309; Зав. № 308; Зав. № 305 |
НКФА-110 II УХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 8270; Зав. № 8271; Зав. № 8272 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808151620 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
0,8 1,8 |
1,6 2,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
16 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, СР ОСШ 110 кВ |
ТОГФ(П)-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2 1000/5 Зав. № 1297; Зав. № 1299; Зав. № 1298 |
НКФА-123 II УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 9028; Зав. № 9029; Зав. № 9027 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808151536 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
0,6 1,3 |
1,4 2,6 |
|
17 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 -Слободская I цепь с отпайками |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 361; Зав. № 371; Зав. № 372 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12040062 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
0,6 1,2 |
1,5 2,9 |
|
18 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 -Слободская II цепь с отпайками |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 367; Зав. № 368; Зав. № 369 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01056422 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
0,6 1,2 |
1,5 2,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
19 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - Азот-1 |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 364; Зав. № 365; Зав. № 366 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045209 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
0,6 1,2 |
1,5 2,9 |
|
20 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - ГПП № 1 |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 370; Зав. № 362; Зав. № 363 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12042204 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
0,6 1,2 |
1,5 2,9 |
|
21 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - ГПП № 2 |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 358; Зав. № 359; Зав. № 360 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045051 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
0,6 1,2 |
1,5 2,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
22 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ОМВ-110 кВ |
ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 373; Зав. № 374; Зав. № 375 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045151 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
0,6 1,2 |
1,5 2,9 |
|
23 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, 1,2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ № 9 |
ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 783; Зав. № 838; Зав. № 839 |
GEF40.5 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 30756937; Зав. № 30756938; Зав. № 30756939; Зав. № 30756940; Зав. № 30756941; Зав. № 30756942 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01056424 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
1,1 2,6 |
3,0 4,9 |
|
24 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, 1,2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ ТЭЦ-3 -К.Чепецк (№ 25) |
ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 786; Зав. № 787; Зав. № 990 |
GEF40.5 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 30756937; Зав. № 30756938; Зав. № 30756939; Зав. № 30756940; Зав. № 30756941; Зав. № 30756942 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045054 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
1,1 2,6 |
3,0 4,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
25 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, 1,2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ ТЭЦ-3 -Каринторф (№ 15) |
ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 784; Зав. № 844; Зав. № 845 |
GEF40.5 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 30756937; Зав. № 30756938; Зав. № 30756939; Зав. № 30756940; Зав. № 30756941; Зав. № 30756942 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01056450 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
1,1 2,6 |
3,0 4,9 |
|
26 |
Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, 1,2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ ТЭЦ-3 -Поселковая |
ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 785; Зав. № 843; Зав. № 846 |
GEF40.5 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 30756937; Зав. № 30756938; Зав. № 30756939; Зав. № 30756940; Зав. № 30756941; Зав. № 30756942 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01058527 |
RTU-325L Зав. № 008299 |
активная реактивная |
1,1 2,6 |
3,0 4,9 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uhom; ток (1,0-1,2) 1ном, частота -(50+0,15) Гц; cos9=0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9-1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02-1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9-1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5-1,0 (0,87-0,5);
частота - (50+0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.12 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9=0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 26 от 0 до плюс 40 °C.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - среднее время наработки на отказ не менее
Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее
Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности te=2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее T=70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=1 ч.
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;
- 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;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 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 не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
1856-63 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
16 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 III УХЛ1 |
44640-10 |
24 |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ(П)-110 III УХЛ1 |
61432-15 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1 |
34016-07 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
831-53 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
3344-04 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ-6 |
159-49 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
380-49 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-3 |
380-49 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФА-110 II УХЛ1 |
39263-11 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФА-123 II УХЛ1 |
49583-12 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-08 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
GEF40.5 |
30373-10 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 |
46634-11 |
11 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
27524-04 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
10 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
37288-08 |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
37288-08 |
2 |
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
54074-13 |
1 |
|
Программное обеспечение |
АльфаЦЕНТР |
- |
1 |
|
Методика поверки |
- |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64758-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСО КЧХК» (2-я очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя »;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- УСПД RTU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСПД RTU-325L - по документу ДЯИМ.466.453.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 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 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 %;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ ООО) «ЭСО КЧХК» (2-я очередь), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.0 0225-2011 от 29.06.2011 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.
Смотрите также
