Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Вологодской ТЭЦ ПАО "ТГК-2"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75800-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Главное Управление ОАО "ТГК-2" по Вологодской области, г.Вологда |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Вологодской ТЭЦ ПАО «ТГК-2» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75800-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Вологодской ТЭЦ ПАО "ТГК-2" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
Вологодская ТЭЦ ПАО "ТГК-2", г.Вологда
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 75800-19: Описание типа СИ | Скачать | 100.9 КБ | |
| 75800-19: Методика поверки | Скачать | 1021.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Вологодской ТЭЦ ПАО «ТГК-2» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (УСВ-3) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по сети Internet через интернет-провайдера, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-3 времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК. Коррекция часов ИВК проводится вне зависимости от наличия расхождения часов ИВК и времени приемника. Часы счетчиков синхронизируются с часами ИВК с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков происходит после выявления разницы во времени между ИВК и ИИК в 2 с, максимальная коррекция составляет 2 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 сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 12.1. 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 -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1-Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификаторфайлов ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/УССВ/ Сервер | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Вологодская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Текстильная-1 |
ТФЗМ-35Б-1У1 Кл. т. 0,5 600/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000/100 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
УСВ-3 Рег. № 6424216/ HP ProLiant DL120 G7 E3-1240 |
|
2 |
Вологодская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Текстильная-2 |
ТФМ-35 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 59533-14 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000/100 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
3 |
Вологодская ТЭЦ, ТГ-1 (6 кВ) |
ТЛШ 10 Кл. т. 0,5 1500/5 Рег. № 11077-03 |
НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
4 |
Вологодская ТЭЦ, ТГ-2 (6 кВ) |
ТЛШ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 11077-07 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6300/100 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
5 |
Вологодская ТЭЦ, ТГ-3 (6 кВ) |
ТЛШ 10 Кл. т. 0,5 1500/5 Рег. № 11077-03 |
НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 17158-98 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
6 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 1 с.ш., яч.3 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
7 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 1 с.ш., яч.5 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
8 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 1 с.ш., яч.7 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
9 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 1 с.ш., яч.15 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
10 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 2 с.ш., яч.4 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 2 с.ш., яч.10 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
УСВ-3 Рег. № 6424216/ HP ProLiant DL120 G7 E3-1240 |
|
12 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 2 с.ш., яч.12 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
13 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 2 с.ш., яч.14 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
14 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 3 с.ш., яч.103 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
15 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 3 с.ш., яч.105 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
16 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 3 с.ш., яч.107 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
17 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 3 с.ш., яч.113 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t.0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
18 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 3 с.ш., яч.115 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t.0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
19 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 4 с.ш., яч.110 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t.0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
20 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 4 с.ш., яч.112 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t.0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
21 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 4 с.ш., яч.114 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t.0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
22 |
Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 4 с.ш., яч.116 |
ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t.0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
23 |
Вологодская ТЭЦ, РУ-6 кВ ХВО, 1 с.ш. яч.4 |
ТПОЛ-10 Кл. т.0,5 75/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-6 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т.0,58/1,0 Рег. № 27524-04 |
УСВ-3 Рег. № 6424216/ HP ProLiant DL120 G7 E3-1240 |
|
24 |
Вологодская ТЭЦ, ХВО, щит 500 В, ф.21 |
Т-0,66У3 Кл. т.0,5 300/5 Рег. № 6891-85 |
НОС-0,5 Кл. т. 0,5 500/100 Рег. № 46784-11 |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т.0,58/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
25 |
Вологодская ТЭЦ, ХВО, щит 380/220 В, ф.22 |
Т-0,66У3 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 6891-85 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т.0,58/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
26 |
Вологодская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ, п.17, ф."Сборка общежития" |
Т-0,66У3 Кл. т.0,5 100/5 Рег. № 6891-85 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т.0,58/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
27 |
Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 1 ЭВ ТБ-2 тр-ра ТБ-2 |
TAT Кл. т. 0,28 1000/5 Рег. № 29838-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.0,28/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
28 |
Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 2 ЭВ ТБ-2 тр-ра ТБ-2 |
TAT Кл. т. 0,28 1000/5 Рег. № 29838-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.0,28/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
29 |
Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 1 ЭВ ТБ-1 тр-ра ТБ-1 |
TAT Кл. т. 0,28 1000/5 Рег. № 29838-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.0,28/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
30 |
Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 2 ЭВ ТБ-1 тр-ра ТБ-1 |
TAT Кл. т. 0,28 1000/5 Рег. № 29838-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.0,28/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
31 |
Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110кВ, ввод ЭВ РТСН тр-ра РТСН |
TAT Кл. т. 0,28 500/5 Рег. № 29838-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.0,28/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
32 |
Вологодская ТЭЦ, Г-2 (10,5 кВ) |
ТЛШ-10 Кл. т.0,2 3000/5 Рег. № 11077-07 |
TJP4 Кл. т.0,2 10500/^3/100/^3 Рег. № 17083-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т.0,28/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
33 |
Вологодская ТЭЦ, Г-1 (10,5 кВ) |
AON-F Кл. т. 0,28 6500/1 Рег. № 43946-10 |
CTY17 Кл. т. 0,2 10500/^3/100/^3 Рег. № 45813-10 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т.0,28/0,5 Рег. № 36697-12 |
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 УСВ-3 на аналогичное утвержденного типа.
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 их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Г раницы основной погрешности (±6), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
|
1,2,6-20 |
активная реактивная |
1,51 2,34 |
1,9 2,53 |
|
3,4,5 |
активная реактивная |
1,52 2,34 |
1,76 2,38 |
|
21,22 |
активная реактивная |
1,42 2,16 |
1,9 2,53 |
|
23,24 |
активная реактивная |
1,51 2,33 |
1,9 2,53 |
|
25,26 |
активная реактивная |
0,92 1,25 |
1,79 2,32 |
|
27-31,33 |
активная реактивная |
0,72 1,15 |
0,8 1,6 |
|
32 |
активная реактивная |
0,72 1,15 |
0,9 1,7 |
|
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
33 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды, °C |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от +21 до +25 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C |
от +15 до +35 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения аппаратуры передачи и обработки данных, °C |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, |
90000 |
|
- СЭТ-4ТМ.03 М.01, |
140000 |
|
- СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере БД.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера;
- защита на программном уровне:
установка пароля на счетчик;
установка пароля на сервер БД.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ Вологодской ТЭЦ ПАО «ТГК-2» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение изделия |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
20 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 |
3 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03.09 |
2 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
1 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.16 |
1 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35Б |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТФМ-35 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ-10 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК10 |
51 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66У3 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТАТ |
15 |
|
Трансформатор тока |
AON-F |
3 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ-6 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ-6-77 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НОС-0,5 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
TJP4 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
CTY17 |
3 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant DL120 G7 E3-1240 |
1 |
|
Программное обеспечение |
АльфаЦЕНТР SE |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
|
Формуляр |
- |
1 |
|
Методика поверки |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 75800-19 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Вологодской ТЭЦ ПАО «ТГК-2». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Марийский ЦСМ» 17.05.2019 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (номер в Госреестре 36697-12) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (номер в Госреестре 36697-08) - по методике поверке ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (номер в Госреестре 27524-04) - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной 1'ЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.
- УСВ-3 (номер в Госреестре 64242-16) - по методике поверки РТ-МП-3124-441-2016, утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016;
- радиосервер точного времени РСТВ-01 ПГ ±0,1 мкс (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 40586-09).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности Вологодской ТЭЦ ПАО «ТГК-2».
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
