Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74208-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс", г.Киров |
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 | 17.11.2024 |
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
