Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3
| Номер в ГРСИ РФ: | 77567-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Территориальная генерирующая компания №2", г.Ярославль |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 (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 | 77567-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 03/01 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Территориальная генерирующая компания №2", г.Ярославль
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 | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 77567-20: Описание типа СИ | Скачать | 109.5 КБ | |
| 77567-20: Методика поверки МП-312235-075-2019 | Скачать | 10.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 (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 двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер приложений и баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределённой среде виртуализации VMware vSphere High Availability, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации каналов приёма-передачи информации и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации на АРМах.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи в сети интернет в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым системным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и транслирующего шкалу времени в цифровой форме по последовательному порту по протоколу NMEA 0183 на сервер. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов сервера и системы глобального позиционирования более ±2 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера более ±3 с. От сервера также обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств 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 указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
|
Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll |
3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ/Сервер | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВЛ 110 кВ Ярославская-1 |
ТОГФ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 44640-10 |
ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
УСВ-3 рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Пионерская |
ТОГФ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 44640-10 |
ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Комсомольская |
ТРГ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 49201-12 |
ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Перекопская |
ТРГ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 49201-12 |
ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
5 |
ВЛ 110 кВ Фрунзенская-1 |
ТОГФ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 44640-10 |
ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Фрунзенская-2 |
ТРГ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 49201-12 |
ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ОВ-110 кВ |
ТРГ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 49201-12 |
ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
УСВ-3 рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability |
|
8 |
ВЛ 110 кВ Ярославска я-2 |
ТОГФ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 44640-10 |
ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
9 |
ВЛ 110 кВ Ярославска я-3 |
ТОГФ-110 Кт = 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 44640-10 |
ЗНГ-110-У1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
10 |
ВЛ 35 кВ Заводская-1 |
ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 5717-76 |
ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
11 |
ВЛ 35 кВ Заводская-2 |
ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 5717-76 |
ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
12 |
ВЛ 35 кВ Заводская-3 |
ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 5717-76 |
ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
13 |
ВЛ 35 кВ Заводская-4 |
ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 5717-76 |
ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
УСВ-3 рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability |
|
14 |
ВЛ 35 кВ Заводская-5 |
ТПЛ-35 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47958-16 |
ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
15 |
ВЛ 35 кВ Заводская-6 |
ТПЛ-35 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47958-16 |
ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
16 |
ВЛ 35 кВ Ткачи |
ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 5717-76 |
ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
17 |
ВЛ 35 кВ Дубки |
ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 5717-76 |
ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
18 |
ВЛ 35 кВ Сажевая-1 |
ТПОЛ-35 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 5717-76 |
ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
УСВ-3 рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability |
|
19 |
ВЛ 35 кВ Сажевая-2 |
ТПЛ-35 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47958-16 |
ЗНОМ-35 Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
20 |
КРУ-6кВ, ячейка №602 |
ТПФМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 814-53 |
НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
21 |
КРУ-6кВ, ячейка №612 |
ТЛО-10 Кт = 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 2543308 |
НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
22 |
Генератор №1 |
ТШВ-15 Кт = 0,5 Ктт = 8000/5 рег. № 5718-76 |
НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
23 |
Генератор №2 |
ТШВ-15 Кт = 0,5 Ктт = 8000/5 рег. № 1836-63 |
НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
24 |
Генератор №4 |
ТШВ-15 Кт = 0,5 Ктт = 8000/5 рег. № 5718-76 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000:^3/100:^3 рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
УСВ-3 рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability |
|
25 |
Генератор №5 |
ТШВ-15 Кт = 0,5 Ктт = 8000/5 рег. № 5718-76 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 Кт = 0,2 Ктн = 6000:^3/100:^3 рег. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ 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
|
Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1-9 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)^1 < I1 < 0,051н1 |
1,0 |
1,1 |
1,1 |
1,8 |
1,2 |
1,2 |
1,3 |
2,0 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
1,3 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,4 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,5 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,5 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |
|
10-13, 1618, 20, 22-24 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,8 |
2,4 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,5 |
2,9 |
5,5 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,3 |
1,4 |
2,3 | |
|
14, 15,19, 21 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
2,2 |
2,5 |
4,8 |
1,9 |
2,3 |
2,6 |
4,8 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
3,0 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,0 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,3 |
1,4 |
2,3 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,3 |
1,4 |
2,3 | |
|
25 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,7 |
2,4 |
2,8 |
5,3 |
1,8 |
2,5 |
2,8 |
5,4 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,2 |
1,4 |
2,7 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,8 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
0,9 |
1,0 |
1,9 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
2,0 | |
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||
|
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1-9 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
1,5 |
2,3 |
2,0 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,4 |
0,9 |
2,0 |
1,6 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,0 |
0,8 |
1,8 |
1,5 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
0,8 |
1,8 |
1,5 | |
|
10-13, 1618, 20, 22-24 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,4 |
2,5 |
4,7 |
2,9 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,4 |
1,5 |
2,8 |
2,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,2 |
2,4 |
1,8 | |
|
14, 15,19, 21 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
4,0 |
2,4 |
4,2 |
2,8 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,5 |
1,5 |
2,9 |
2,0 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,9 |
1,2 |
2,4 |
1,8 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,2 |
2,4 |
1,8 | |
|
25 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,3 |
2,5 |
4,6 |
2,8 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,2 |
1,4 |
2,7 |
1,9 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,6 |
1,0 |
2,2 |
1,7 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с |
5 | ||||
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды ,°C |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСВ-3 |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -10 до +35 от -40 до +60 от -25 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Устройство синхронизации времени УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
220000 2 45000 0,99 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и сервера фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- 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 типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
15 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТРГ-110 |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-35 |
14 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-35 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПФМ-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШВ-15 |
12 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНГ-110-У1 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-НТЗ-6 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
25 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
|
Сервер на базе виртуальной машины |
VMware vSphere High Availability |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП-312235-075-2019 |
1 экз. |
|
Формуляр |
ПКФР.411711.002.ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-075-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 05.07.2019 г.
Основные средства 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 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- средства измерений по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- средства измерений по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 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
