74208-19: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 74208-19
Производитель / заявитель: Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс", г.Киров
Скачать
74208-19: Описание типа СИ Скачать 111.1 КБ
74208-19: Методика поверки Скачать 973.1 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 74208-19
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 01
Производитель / Заявитель

Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс", г.Киров

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

74208-19: Описание типа СИ Скачать 111.1 КБ
74208-19: Методика поверки Скачать 973.1 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения, содержащую 32 измерительных канала (ИК).

Измерительные каналы состоят из трёх уровней:

1-ый уровень - измерительно-информационный комплекс точек учета (ИИК ТУ), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности (КТ) 0,2s; 0,5s; 0,5 по ГОСТ 7746-2015, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) КТ 0,2; 0,5 по ГОСТ 1983-2015, многофункциональные счетчики активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83 (счетчики) КТ 0,5s/1,0; 0,2s/0,5; вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-325L.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АльфаЦЕНТР, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных HP ProLiant DL160G6, устройство синхронизации системного времени (УССВ) - на основе сервера синхронизации времени ССВ-1Г, оснащенного комбинированным приемником сигналов спутниковых радионавигационных систем (СРНС) ГЛОНАСС и GPS, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) АльфаЦЕНТР, установленное на сервере.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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 усреднения 30 мин.

Средняя активная и реактивная электрическая мощность вычисляется на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы - сервер базы данных (БД).

На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи (резервный канал связи). Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта рынка по выделенному каналу связи по протоколу ТСР/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ССВ-1Г, подключенного к серверу АИИС КУЭ. Коррекция времени сервера производится по сигналам точного времени ССВ-1Г. Контроль рассогласования времени производится каждые 5 мин, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ± 1 с.

Коррекция времени УСПД RTU-325L осуществляется со стороны сервера АИИС КУЭ. Контроль рассогласования времени производится с тридцатиминутным интервалом времени при каждом опросе сервером УСПД, коррекция - при наличии рассогласования ±1 с. Коррекция времени счетчиков производится со стороны УСПД. Контроль времени расхождения производится при опросе счетчика, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±2 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.

Журналы событий счетчиков, УСПД, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и величины коррекции времени, на которые было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО АльфаЦЕНТР Рег. № 44595-10 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений).

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО____________________________________

Идентификационные признаки

Значения

Идентификационное наименование ПО

ПО АльфаЦЕНТР ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.07.06

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм       вычисления       цифрового

идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 5.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер, наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ/ Сервер

1

2

3

4

5

6

48

Кировская ТЭЦ-3 ТГ-3

ТПШФ 3000/5 Рег. № 519-50

КТ 0,5

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

УСПД RTU-325L

Рег. № 37288-08

ССВ-1Г Рег. № 58301-14

HP

ProLiantDL1 60G6E5606

56

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.3

КЛ-61

ТПОФ-10

600/5

КТ 0,5

Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

57

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.16

КЛ-62

ТПОФ-10

600/5

КТ 0,5

Рег. №518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

58

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.18

КЛ-63

ТПОФ-10

600/5

КТ 0,5

Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

59

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.39

КЛ-64

ТПОЛ-10

600/5

КТ 0,5

Рег. № 47958-11

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

60

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.36 КЛ-65

ТПОФ-10 1000/5

КТ 0,5

Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

61

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.38 КЛ-66

ТПОЛ-10

600/5

КТ 0,5

Рег. № 47958-11

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

62

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.42

КЛ-67

ТПК-10

600/5

КТ 0,5

Рег. № 22944-07

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

63

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.62 КЛ-68

ТПК-10

1000/5

КТ 0,5

Рег. № 22944-07

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

64

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.33

КЛ-69

ТПОФ-10 1000/5

КТ 0,5 Рег. №518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

65

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.35

КЛ-70

ТПОФ-10 1000/5

КТ 0,5

Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

66

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.52 КЛ-72

ТПОФ-10 600/5

КТ 0,5

Рег. №518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

67

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.54 КЛ-73

ТПОФ-10 1000/5

КТ 0,5

Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

68

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.56 КЛ-74

ТПОФ-10 600/5

КТ 0,5

Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

69

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.60

КЛ-75

ТПОФ-10 1000/5

КТ 0,5

Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

70

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.61

КЛ-77

ТПОФ-10 1000/5

КТ 0,5 Рег .№ 518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег № 27524-04

71

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.51

КЛ-78

ТПОФ-10 1000/5

КТ 0,5

Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

72

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.65 КЛ-79

ТПФМ-10

200/5

КТ 0,5

Рег. № 814-53

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

73

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.34 Аммиак-1

ТПОФ-10 600/5

КТ 0,5

Рег. №518-50

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

74

Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6кВ яч.63 Аммиак-2

ТПОЛ-10

600/5

КТ 0,5

Рег. № 47958-11

НТМИ-6 6000/V3/100/V3

КТ 0,5

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

94

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, ВЛ-35 кВ №9

ТОЛ-35-Ш-ГУ-8 600/5

КТ 0,5S

Рег. № 34016-07

Рег. № 47959-16

GEF40.5 35000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

95

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, ВЛ-35 кВ №15

ТОЛ-35-Ш-ГУ-8 600/5

КТ 0,5S

Рег. № 47959-16

GEF40.5 35000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

96

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, ВЛ-35 кВ №25

ТОЛ-35-Ш-ГУ-8 600/5

КТ 0,5S

Рег. № 34016-07

Рег. № 47959-16

GEF40.5 35000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

97

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, КЛ-35кВ №34

ТОЛ-35-Ш-ГУ-8 1000/5

КТ 0,5S

Рег. № 34016-07

GEF40.5 35000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

98

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, КЛ-35кВ №35

ТОЛ-35-Ш-ГУ-8 1000/5

КТ 0,5S

Рег. № 47959-16

GEF40.5 35000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

99

Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, ВЛ-35 кВ «Поселковая»

ТОЛ-35-Ш-ГУ-8 600/5

КТ 0,5S

Рег. № 34016-07

GEF40.5 35000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

100

Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ-110кВ «ГПП-2»

ТОГФ-110-Ш-

УХЛ 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

102

Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ-110кВ «ГПП-1»

ТОГФ-110-Ш-

УХЛ 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3

КТ 0,2

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

103

Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ-110кВ "Слободская-1"

ТОГФ-110-Ш-

УХЛ 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3

КТ 0,2

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

104

Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ-110кВ «Слободская-2»

ТОГФ-110-Ш-

УХЛ 600/5

КТ 0,2S

Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

105

Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ-110кВ «Азот-1»

ТОГФ-110-Ш-

УХЛ 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

106

ОВ-110 кВ

ТОГФ-110-Ш-

УХЛ 600/5 КТ 0,2S Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3

КТ 0,2

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

Примечания:

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.

Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3, 4.

Таблица 3 — Пределы допускаемых относительных основных погрешностей измерений активной ±5О wp,% (реактивной ±Sq wq,%) электроэнергии (мощности) ИК при доверительной вероятности 0,95______________________________________________________________

Sq wp,%

№ ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Значение cos ф

для диапазона 1%<I/In<5%

Wp1%< Wp<Wp5 %

для диапазона 5%<I/In<20%

WP5 %< Wp<wp20 %

для диапазона 20%<I/In<100% WP20 % <WP<WP100 %

для диапазона 100%< I/In<120%

WP100 % <WP< WP120 %

48,56-74

КТ 0,5

КТ 0,5

КТ 0,5s

0,5

±5,4

±2,9

±2,2

±2,1

0,8

±2,8

±1,6

±1,3

±1,2

1,0

±1,8

±1,1

±1,0

±0,9

94-99

КТ 0,5s

КТ 0,5

КТ 0,2s

0,5

±2,9

±2,1

±2,1

±2,1

0,8

±1,6

±1,2

±1,2

±1,2

1,0

±1,1

±0,9

±0,9

±0,8

100,102

106

КТ 0,2s

КТ 0,2

КТ 0,2s

0,5

±1,6

±1,4

±1,4

±1,4

0,8

±1,4

±1,0

±0,9

±0,9

1,0

±1,1

±0,8

±0,7

±0,7

Sq wq,%

№ ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Значение Cos/sin ф

для диапазона

1 (5)%<I/In<20% Wq5 % <Wq<Wq20 %

для диапазона 5%<I/In<20%

Wp5 %< Wp<Wp20 %

для диапазона 20%<I/In<100% W Q20 % <W Q<W Q 100 %

для диапазона 100%< I/In<120% Wq100 % <Wq< Wq120%

48,56-74

КТ 0,5

КТ 0,5

КТ 1,0

0,5/0,87

±4,9

±2,9

±1,9

±1,6

0,8/0,6

±7,2

±4,7

±2,7

±2,1

94-99

КТ 0,5s

КТ 0,5

КТ 0,5

0,5/0,87

±3,2

±1,6

±1,2

±1,2

0,8/0,6

±5,1

±2,5

±1,8

±1,8

100,102

106

КТ 0,2s

КТ 0,2

КТ 0,5

0,5/0,87

±2,3

±1,0

±0,8

±0,8

0,8/0,6

±3,1

±1,4

±1,0

±1,0

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной ±5WP,% (реактивной ±5wq,%) электроэнергии

(мощности) в рабочих условиях АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95___________________________________________________

5wp,%

№ ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Значение cos ф

для диапазона 1%<I/In<5%

Wpi%< Wp<Wp5 %

для диапазона 5%<I/In<20% WP5 %< Wp<Wp20 %

для диапазона 20%<I/In<100% WP20 % <WP<WP100 %

для диапазона 100%< I/In<120%

WP100 % <WP< WP120 %

48, 56-74

КТ 0,5

КТ 0,5

КТ 0,5s

0,5

±5,5

±3,1

±2,4

±2,3

0,8

±2,9

±1,8

±1,5

±1,4

1,0

±1,9

±1,3

±1,2

±1,1

94-99

КТ 0,5s

КТ 0,5

КТ 0,2s

0,5

±3,0

±2,2

±2,2

±2,2

0,8

±1,6

±1,2

±1,2

±1,2

1,0

±1,1

±0,9

±0,9

±0,9

100,102-106

КТ 0,2s

КТ 0,2

КТ 0,2s

0,5

±1,2

±1,0

±1,0

±1,0

0,8

±0,8

±0,7

±0,7

±0,7

1,0

±0,7

±0,5

±0,5

±0,5

5wq,%

№ ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Значение Cos/sin ф

для диапазона

1 (5)%<I/In<20% Wq5 % <Wq<Wq20 %

для диапазона 5%<I/In<20%

Wp5 %< Wp<Wp20 %

для диапазона 20%<I/In<100% Wq20 % <Wq<Wq 100 %

для диапазона 100%< I/In<120% Wq100 % <Wq< Wq120%

48, 56-74

КТ 0,5

КТ 0,5

КТ 1,0

0,5/0,87

±5,8

±3,2

±2,9

±1,8

0,8/0,6

±8,3

±4,9

±2,8

±2,3

94-99

КТ 0,5s

КТ 0,5

КТ 0,5

0,5/0,87

±3,5

±1,7

±1,3

±1,3

0,8/0,6

±5,5

±2,6

±1,9

±1,9

100,102-106

КТ 0,2s

КТ 0,2

КТ 0,5

0,5/0,87

±2,8

±1,2

±0,9

±0,9

0,8/0,6

±3,8

±1,5

±1,0

±1,0

Примечания:

I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального;

WP1(5) %(WQ1(5)) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии активной (реактивной) при соотношении I/In равном от 1(5) до 120 %.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

32

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином,

- частота, Гц

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности, cos ф (sin ф)

- температура окружающей среды,°С

- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

- мощность вторичной нагрузки ТТ, ТН при cos92 0,8инд

от 98 до 102

от 49 до 51

от 1 до 120 от 0,5инд. до 0,8емк. (от 0,87 до 0,5) от +18 до +22 0,5

от 0,25 52номдо 1,0 52ном

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- частота, Гц

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности, cos ф (sin ф)

- температура окружающей среды для ТТ и ТН,°С

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков и УСПД,°С

- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

- мощность вторичной нагрузки ТТ, ТН при cosф2 0,8инд

от 90 до 110 от 47,5 до 52,5 от 1 до 120 от 0,5инд. до 0,8емк. (от 0,87 до 0,5) от -20 до + 40 от +5 до +35

0,5 от 0,25 52номдо 1,052ном

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Трансформаторы тока ч, не менее

ТПШФ

ТПОФ-10

ТПОЛ-10

ТПК-10

ТПФМ-10

ТОЛ-35-Ш-ГУ-8

ТОГФ-110-Ш-УХЛ

Трансформаторы напряжения ч, не менее

НТМИ-6

GEF40.5

НАМИ-110 УХЛ1

Электросчетчики

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч ССВ-1Г:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, мин

300000

300000

4000000

300000

300000

4000000

400000

300000

400000

880000

90000

2

100000

24

220000

168

141241

30

1

2

Глубина хранения информации

Электросчетчики

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее

5

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи - резервный канал связи организован посредством использования GSM-сети связи;

мониторинг состояния АИИС КУЭ;

удалённый доступ;

возможность съёма информации со счётчика автономным способом;

визуальный контроль информации на счётчике.

Регистрация событий:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике, сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

УСПД;

защита информации на программном уровне:

результатов измерений;

установка пароля на счетчик;

установка пароля на УСПД;

установка пароля на сервере БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

1

2

3

Измерительный трансформатор напряжения

НТМИ-6

7

Измерительный трансформатор напряжения

GEF40.5

6

Измерительный трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Измерительный трансформатор тока

ТПОФ-10

26

Измерительный трансформатор тока

ТПОЛ-10

8

Продолжение таблицы 6

1

2

3

Измерительный трансформатор тока

ТПК-10

4

Измерительный трансформатор тока

ТПФМ-10

2

Измерительный трансформатор тока

ТПШФ

3

Измерительный трансформатор тока

ТОЛ-35-Ш-ГУ-8

18

Измерительный трансформатор тока

ТОГФ-110-Ш-УХЛ

18

Счетчик    активной    и    реактивной

электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03.01

32

УСПД

RTU-325L

1

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

1

Сервер

HP ProLiant DL160G6

1

ПО

АльфаЦЕНТР

1

Методика поверки

1

Паспорт

ТЦДК.411734.049.ПС

1

Поверка

осуществляется по документу МП 74208-19 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 07.12.2018 г.

Основные средства поверки:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01 по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ1»

У СПД RTU-325L (Рег. № 37288-08) по документу «Устройства сбора и передачи данных

RTU-325 и RTU-325L. Руководство по эксплуатации»

ССВ-1Г (Рег. № 39485-08) по документу «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Руководство по эксплуатации ЛЖАР.468150.003-08 РЭ»

- прибор сравнения КНТ-03 (Рег. № 24719-03);

- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Pecypc-UF2—nT (Рег. № 29470-05);

- переносной компьютер с ПО «Конфигуратор» и оптический преобразователь для работы со счетчиками;

- радиочасы МИР РЧ-01 (Рег. № 27008-04);

- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7М (Рег. № 15500-07).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Делается запись в паспорте.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс». Свидетельство об аттестации методики измерений № 71/12-01.00272-2018 от 07.12.2018 г.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

Смотрите также

74209-19
СГ-1 вариант 14 серия 01 Счетчики газа бытовые
ОАО Омское ПО "Радиозавод им.А.С.Попова" (РЕЛЕРО), г.Омск
Счетчики газа бытовые СГ-1 вариант 14 серия 01 (далее по тексту - счетчики) предназначены для измерений объема природного газа по ГОСТ 5542-2014, объема сжиженного углеводородного газа по ГОСТ 20448-90 в газопроводах низкого давления (до 5 кПа) при у...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система информационно-измерительная управляющая производства этилена цеха № 6 отделения ЛВЖ ООО «Ставролен» (далее - ИС) предназначена для измерений параметров технологического процесса в реальном масштабе времени (давления, перепада давления, темпер...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее по тексту- система) предназначена для измерений массы нефти сырой в автоматическом режиме.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти № 253 АО «Татнефтепром-Зюзеевнефть» при УПВСН ТПП «ТатРИТЭКнефть» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти поступающей с ЦППН АО «Татнефтепром-Зюзеевнефть» на УПВСН ТПП «ТатРИТЭК...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и параметров факельного газа поз. 041 цеха № 02 НПЗ ОАО «ТАИФ-НК» (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода и объема факельного газа (далее - газ), приведенных к стандартным условиям (температура 20 °С,...