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

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

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/1Р.

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

Таблица 2 - Состав И

Э

У

К

АИИС

КА

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-35кВ №9

ТОЛ-35-Ш-1У-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-35кВ №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-35кВ №25

ТОЛ-35-ГГГ-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-ГГГ-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-ГГГ-ГУ-8

1000/5 КТ 0,5S

Рег. № 47959-16

GEF40.5 35000:V3/100:V3 КТ 0,5

Рег. № 30373-10

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

99

Кировская

ТЭЦ-3,

СШ 35кВ,

ВЛ-35кВ

«Поселковая»

ТОЛ-35-ГГГ-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:V3/100:V3 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:V3/100:V3 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

мСлободская-1м

ТОГФ-110-Ш-

УХЛ 600/5 КТ 0,2S

Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 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-III-УХЛ 600/5 КТ 0,2S

Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 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-III-

УХЛ 600/5 КТ 0,2S

Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 КТ 0,2

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

106

ОВ-110 кВ

ТОГФ-110-III-

УХЛ 600/5 КТ 0,2S

Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 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.

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

5о wp,%

№ ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Значение cos j

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

8о wq,%

№ ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Значение Cos/sin j

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

±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 j

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

±5,5

±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 j

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 %.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

32

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином,

от 98 до 102

- частота, Гц

от 49 до 51

- ток, % от Гном

от 1 до 120

- коэффициент мощности, cos ф (sin ф)

от 0,5инд. до 0,8емк.

(от 0,87 до 0,5)

- температура окружающей среды,°С

от +18 до +22

- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

- мощность вторичной нагрузки ТТ, ТН при cosj2 0,8инд

от 0,25$2ном до 1,0^2ном

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- частота, Гц

от 47,5 до 52,5

- ток, % от Гном

от 1 до 120

- коэффициент мощности, cos ф (sin ф)

от 0,5инд. до 0,8емк.

(от 0,87 до 0,5)

- температура окружающей среды для ТТ и ТН,°С

от -20 до + 40

- температура окружающей среды в месте расположения

от +5 до +35

электросчетчиков и УСПД,°С

- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

- мощность вторичной нагрузки ТТ, ТН при cosj2 0,8инд

от 0,25$2ном до 1,0^2ном

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Трансформаторы тока ч, не менее

ТПШФ

300000

ТПОФ-10

300000

ТПОЛ-10

4000000

ТПК-10

300000

ТПФМ-10

300000

ТОЛ-35-Ш-ГУ-8

4000000

ТОГФ-110-Ш-УХЛ

400000

Трансформаторы напряжения ч, не менее

300000

НТМИ-6

GEF40.5

400000

НАМИ-110 УХЛ1

880000

Электросчетчики

90000

2

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД:

100000

л

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

ССВ-1Г:

220000 1 £LO

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

168

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

141241

- среднее время восстановления работоспособности, мин

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

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»

УСПД 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 Ресурс-ЦР2-ПТ (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, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

Развернуть полное описание