Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1)
| Номер в ГРСИ РФ: | 71413-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Филиал ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1), г.Нижнекамск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71413-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
Филиал ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1), г.Нижнекамск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 10 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 10 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 71413-18: Описание типа СИ | Скачать | 158.7 КБ | |
| 71413-18: Методика поверки МП-117-RA.RU.310556-2017 | Скачать | 4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВК АИИС КУЭ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» (Г.р. 29484-05), сервера баз данных и автоматизированных рабочих мест (АРМ).
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов счетчиков; ведение журналов событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, формирование отчетных документов и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020 в соответствии с требованиями регламентов оптового рынка электроэнергии. Передача результатов измерений в формате XML 80020 заверенных электронно-цифровой подписью осуществляется с АРМ.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и их состав приведен в таблице 1. Замену измерительных компонентов оформляют в соответствии с МИ 2999-2011.
В АИИС КУЭ выделяется система обеспечения единого времени (СОЕВ), которая работает следующим образом. ИВК «ИКМ-Пирамида», получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации времени УСВ-2 (Г.р. № 41681-09). ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает синхронизацию часов счетчиков не реже одного раза в сутки и сервера БД постоянно.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов (ИК) и их состав
|
№ ИК |
Наименование |
Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ |
Фаза, тип (модификация) СИ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 | ||
|
1 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.10, ОВ-110 кВ |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 26813-06; Ктт=1000/5 |
А |
ТРГ-110 II* |
|
В |
ТРГ-110 II* | ||||
|
С |
ТРГ-110 II* | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 61431-15; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ: ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ: ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ: ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
2 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 11Р, яч.228, КЛ-6кВ «ТСН-6/0,4 кВ (OBU01)» |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 |
А |
ТВЛМ-10 |
|
С |
ТВЛМ-10 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 |
А В С |
НТМИ-6-66 | ||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 | ||
|
3 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 5РО, яч.40, КЛ-6кВ «ТСН-6/0,4 кВ (1 OBU)» |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 |
А |
ТВЛМ-10 |
|
С |
ТВЛМ-10 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 |
А В С |
НТМИ-6-66 | ||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||
|
4 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 6РО, яч.54, КЛ-6кВ «ТСН-6/0,4 кВ (OBU02)» |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 |
А |
ТВЛМ-10 |
|
С |
ТВЛМ-10 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 |
А В С |
НТМИ-6-66 | ||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||
|
5 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 11Р, яч.219, КЛ-6кВ «Электродвигатель ПЭН RL051» |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 |
А |
ТВЛМ-10 |
|
С |
ТВЛМ-10 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 |
А В С |
НТМИ-6-66 | ||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||
|
6 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 5РО, яч.41, КЛ-6кВ «Электродвигатель ПЭН RL052» |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 |
А |
ТВЛМ-10 |
|
С |
ТВЛМ-10 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 |
А В С |
НТМИ-6-66 | ||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||
|
7 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 6РО, яч.55, КЛ-6кВ «Электродвигатель ПЭН RL053» |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 |
А |
ТВЛМ-10 |
|
С |
ТВЛМ-10 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 |
А В С |
НТМИ-6-66 | ||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||
|
8 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 7РО, яч.247а, КЛ-6кВ «Электродвигатель ПЭН RL054» |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 |
А |
ТВЛМ-10 |
|
С |
ТВЛМ-10 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100 |
А В С |
НТМИ-6-66 | ||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 | |||
|
9 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, РУСН-0,4 кВ, сек. 12Н, панель 181, КЛ-0,4 кВ в сторону «Сборка электрофиц. задвижек LA-01» |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 24541-03; Ктт=50/5 |
А |
Т-0,66 | |
|
В |
Т-0,66 | |||||
|
С |
Т-0,66 | |||||
|
ТН |
Не используется | |||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03: СЭТ-4ТМ.03.08 | ||||
|
10 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, РУСН-0,4 кВ, сек. 13Н, панель 191, КЛ-0,4 кВ в сторону «Сборка электрофиц. задвижек LA-02 и 03» |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 24541-03; Ктт=50/5 |
А |
Т-0,66 | |
|
В |
Т-0,66 | |||||
|
С |
Т-0,66 | |||||
|
ТН |
Не используется | |||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03: СЭТ-4ТМ.03.08 | ||||
|
11 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ТГ-9 |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 30489-09; Ктт=2000/1 |
А |
TG |
TG-145N |
|
В |
TG |
TG-145N | ||||
|
С |
TG |
TG-145N | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | |||
|
В |
ЗНОГ-110 | |||||
|
С |
ЗНОГ-110 | |||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 | ||||
|
12 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ТГ-10 |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 30489-09; Ктт=2000/1 |
А |
TG |
TG-145N |
|
В |
TG |
TG-145N | ||||
|
С |
TG |
TG-145N | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | |||
|
В |
ЗНОГ-110 | |||||
|
С |
ЗНОГ-110 | |||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 | ||||
|
13 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ТГ-11 |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 30489-09; Ктт=2000/1 |
А |
TG |
TG-145N |
|
В |
TG |
TG-145N | ||||
|
С |
TG |
TG-145N | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | |||
|
В |
ЗНОГ-110 | |||||
|
С |
ЗНОГ-110 | |||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 | ||
|
14 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.2, Блок «1ГТ» |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 |
А |
ТОГФ (П) |
|
В |
ТОГФ (П) | ||||
|
С |
ТОГФ (п) | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
15 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.4, Блок «2ГТ» |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 |
А |
ТОГФ (П) |
|
В |
ТОГФ (п) | ||||
|
С |
ТОГФ (п) | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
16 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.8, Блок «3ГТ» |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 |
А |
ТОГФ (П) |
|
В |
ТОГФ (п) | ||||
|
С |
ТОГФ (п) | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
17 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.12, Блок «4ГТ» |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 26813-06; Ктт=1000/5 |
А |
ТРГ-110 II* |
|
В |
ТРГ-110 II* | ||||
|
С |
ТРГ-110 II* | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
18 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.1, РТСН «20Т» |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 |
А |
ТОГФ (П) |
|
В |
ТОГФ (п) | ||||
|
С |
ТОГФ (п) | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 | ||
|
19 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.22, Блок «5ГТ» |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 |
А |
ТОГФ (П) |
|
В |
ТОГФ (П) | ||||
|
С |
ТОГФ (п) | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
20 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.25, Блок «6ГТ» |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 |
А |
ТОГФ (П) |
|
В |
ТОГФ (п) | ||||
|
С |
ТОГФ (п) | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
21 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.29, Блок «7ГТ» |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 |
А |
ТОГФ (П) |
|
В |
ТОГФ (п) | ||||
|
С |
ТОГФ (п) | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
22 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.34, Блок «8ГТ» |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 |
А |
ТОГФ (П) |
|
В |
ТОГФ (п) | ||||
|
С |
ТОГФ (п) | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
23 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.24, РТСН «30Т» |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 |
А |
ТОГФ (П) |
|
В |
ТОГФ (п) | ||||
|
С |
ТОГФ (п) | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОГ-110 | ||
|
В |
ЗНОГ-110 | ||||
|
С |
ЗНОГ-110 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000». Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 2. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
C391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
|
I, % от Ihom |
Коэффициент мощности |
ИК №1, ИК №11 -ИК №23 |
ИК №2 - ИК №8 |
ИК №9, ИК №10 | ||||||
|
5woA % |
6wA % |
6wP % |
5woA % |
6wA % |
6wP % |
5woA % |
6wA % |
6wP % | ||
|
2 |
0,50 |
±1,8 |
±2,0 |
±2,1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
2 |
0,80 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
2 |
0,87 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,5 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
2 |
1,00 |
±0,9 |
±1,2 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
5 |
0,50 |
±1,3 |
±1,4 |
±1,9 |
±5,4 |
±5,4 |
±2,7 |
±5,3 |
±5,3 |
±2,6 |
|
5 |
0,80 |
±0,9 |
±1,1 |
±2,1 |
±2,9 |
±2,9 |
±4,5 |
±2,8 |
±2,8 |
±4,4 |
|
5 |
0,87 |
±0,8 |
±1,1 |
±2,1 |
±2,5 |
±2,6 |
±5,6 |
±2,4 |
±2,5 |
±5,4 |
|
5 |
1,00 |
±0,6 |
±0,8 |
- |
±1,8 |
±1,8 |
- |
±1,7 |
±1,7 |
- |
|
20 |
0,50 |
±0,9 |
±1,2 |
±1,7 |
±2,9 |
±3,0 |
±1,6 |
±2,6 |
±2,7 |
±1,4 |
|
20 |
0,80 |
±0,6 |
±1,0 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,5 |
±1,4 |
±1,5 |
±2,3 |
|
20 |
0,87 |
±0,6 |
±0,9 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,5 |
±3,0 |
±1,2 |
±1,3 |
±2,8 |
|
20 |
1,00 |
±0,5 |
±0,7 |
- |
±1,1 |
±1,1 |
- |
±0,9 |
±0,9 |
- |
|
100, 120 |
0,50 |
±0,9 |
±1,2 |
±1,7 |
±2,2 |
±2,2 |
±1,3 |
±1,8 |
±1,9 |
±1,1 |
|
100, 120 |
0,80 |
±0,6 |
±1,0 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,3 |
±1,9 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,6 |
|
100, 120 |
0,87 |
±0,6 |
±0,9 |
±1,8 |
±1,1 |
±1,2 |
±2,3 |
±0,8 |
±1,0 |
±1,9 |
|
100, 120 |
1,00 |
±0,5 |
±0,7 |
- |
±0,9 |
±0,9 |
- |
±0,6 |
±0,7 |
- |
|
Нормальные условия измерений - по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 52323-2005, ИЛГШ.411152.145ТУ. Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с. 6WoA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности. 6WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения. 6WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения. | ||||||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов (ИК) |
23 |
|
Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
автоматическое |
|
Формирование базы данных с результатами измерений |
автоматическое |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК, лет, не менее |
3,5 |
|
Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ, сут, не менее |
90 |
|
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ |
автоматическое |
|
Температура окружающего воздуха для: | |
|
- измерительных трансформаторов, °С |
от -45 до +40 |
|
- счетчиков, связующих компонентов, °С |
от 0 до +40 |
|
- оборудования ИВК, °С |
от +10 до +35 |
|
Частота сети, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
Напряжение сети питания, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
Индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более |
0,5 |
|
Допускаемые значения информативных параметров: | |
|
- ток, % от Ihom |
от 2 до 120 |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110; |
|
- коэффициент мощности, cos ф |
0,5 инд. -1,0 - 0,5 емк. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра 0.068ФО «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип, модификация |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТРГ-110 II* |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТВЛМ-10 |
14 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
TG |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ (П) |
27 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-110 |
21 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
14 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
9 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Комплекс информационно-вычислительный |
ИКМ-Пирамида |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр |
0.068ФО |
1 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки |
Mn-118-RA.RU.310556-2017 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу Mn-118-RA.RU.310556-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 23 ноября 2017 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени, вторичных эталонов ВЭТ 1-5 или ВЭТ 1-7;
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- для комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 230.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2005 г.
- для устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001И1, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в августе 2009 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)» Свидетельство об аттестации методики измерений № 367-RA.RU.311735-2017 от «07» декабря 2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22294 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
