Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс"
| Номер в ГРСИ РФ: | 83341-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс", г.Киров |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 83341-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 01 |
Производитель / Заявитель
Филиал "Кировский" Публичного акционерного общества "Т Плюс" (Филиал "Кировский" ПАО "Т Плюс"), г. Киров
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 83341-21: Описание типа СИ | Скачать | 488.8 КБ | |
| 83341-21: Методика поверки МП-312235-152-2021 | Скачать | 10.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы состоят из трёх уровней:
1-ый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии; вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) на базе программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру.
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. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).
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 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 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя УССВ на основе устройства синхронизации частоты и времени Метроном-300, встроенные часы сервера БД, УСПД и счетчиков электрической энергии. УССВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Коррекция времени сервера БД производится по сигналам точного времени УССВ. Контроль рассогласования времени производится каждые 5 мин, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±1 с.
Коррекция времени УСПД осуществляется со стороны сервера БД. Контроль рассогласования времени производится с тридцатиминутным интервалом времени при каждом опросе сервером БД 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.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую был скорректирован компонент.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077 -2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07.06 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
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, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер, наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
56 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.3, КЛ 6 кВ ф.61 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
|
57 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.16, КЛ 6 кВ ф.62 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. №518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
58 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.18 , КЛ 6 кВ ф.63 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
59 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.39, КЛ 6 кВ ф.64 |
ТПОЛ-10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
60 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.36, КЛ 6 кВ ф.65 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
61 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.38, КЛ 6 кВ ф.66 |
ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
|
62 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.42, КЛ 6 кВ ф.67 |
ТПК-10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 22944-02 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
63 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.62, КЛ 6 кВ ф.68 |
ТПК-10 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 22944-02 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
64 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.33, КЛ 6 кВ ф.69 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
65 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.35, КЛ 6 кВ ф.70 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
66 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.52, КЛ 6 кВ ф.72 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
67 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.54, КЛ 6 кВ ф.73 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
|
68 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.56, КЛ 6 кВ ф.74 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 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 6 кВ ф.75 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
70 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.61, КЛ 6 кВ ф.77 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег .№ 27524-04 | |
|
71 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.51 КЛ 6 кВ ф.78 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
72 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.65, КЛ 6 кВ ф.79 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
73 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.34, КЛ 6 кВ ф.Аммиак-1 |
ТПОФ 600/5 КТ 0,5 Рег. №518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
|
74 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.63, КЛ 6 кВ ф.Аммиак-2 |
ТПОЛ-10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
81 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.59 |
ТПОФ 750/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
83 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.37 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
85 |
Кировская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч.53 |
ТПОФ 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 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 |
ф. А: ТОЛ-35 ф. В, С: ТОЛ 600/5 КТ 0,5S Рег. № 21256-07, 47959-16, 47959-16 |
GEF 40,5 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
95 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, ВЛ 35 кВ №15 |
ТОЛ 600/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 30373-10 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
|
96 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 35кВ, ВЛ 35 кВ №25 |
ТОЛ 600/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 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 35 кВ №34 |
ф. А, В: ТОЛ-35 III-IV ф. С: ТОЛ 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 34016-07, 34016-07, 47959-16 |
GEF 40,5 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 35 кВ №35 |
ТОЛ 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-16 |
GEF 40,5 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-35 600/5 КТ 0,5S Рег. № 21256-07 |
GEF 40,5 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 110 кВ ГПП-II |
ТОГФ-110 600/5 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 110 кВ ГПП-I |
ТОГФ-110 600/5 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 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
103 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ 110 кВ Слободская-I |
ТОГФ-110 600/5 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 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 / Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
|
104 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110кВ, ВЛ 110 кВ Слободcкая-II |
ТОГФ-110 600/5 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 110 кВ Азот-1 |
ТОГФ-110 600/5 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-110 600/5 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, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.
4 Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
5 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа АИИС КУЭ.
6 Замена компонентов АИИС КУЭ и изменение наименований ИК оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке, с внесением изменений в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
|
56-71, 73, 74, 81, 83, 85 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
|
72 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
5,5 2,7 |
|
94-99 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,9 |
|
100, 102-106 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,1 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)%1ном, cos9 = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49 до 51 |
|
- коэффициент мощности, cos ф (sin ф) |
0,87 |
|
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности, cos ф (sin ф) температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для электросчетчиков - для УСПД - для УССВ |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 47,5 до 52,5 От 0,5инд. дО 0,8емк. (от 0,87 до 0,5) от -40 до +35 от -40 до +60 от -10 до +55 от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
90 000 2 100 000 24 35 000 24 0,99 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 45 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства автоматического включения резерва;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 типографским способом.
Комплектность
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
GEF 40,5 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОФ |
34 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПК-10 |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-35 |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-35 III-IV |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
18 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
21 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
13 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 шт. |
|
Устройства синхронизации частоты и времени |
Метроном-300 |
1 шт. |
|
ПО |
«АльфаЦЕНТР» |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП-312235-152-2021 |
1 экз. |
|
Паспорт |
ФКТП.003002.2021.ПС |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс».
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
