Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) блоков № 1, № 2, № 3 ОАО "Фортум" филиал Челябинская ТЭЦ-3. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) блоков № 1, № 2, № 3 ОАО "Фортум" филиал Челябинская ТЭЦ-3

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 1099 п. 06 от 06.12.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 49182
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии блоков №1, №2, №3 ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-3 (далее АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.

Описание

АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3 является трехуровневой системой с иерархической распределенной обработкой информации:

- первый - уровень измерительных каналов (далее - ИК);

- второй - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки;

- третий - уровень информационно-вычислительного комплекса.

В состав АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3 входит система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.

АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3 решает следующие задачи:

- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;

- автоматическое выполнение измерений;

- автоматическое ведение системы единого времени.

АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3 включает следующие уровни:

1 -й уровень состоит из 34 ИК и включает в себя:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2; 0,2S; 0,5

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0,2; 0,5;

- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 и ЕвроАльфа класса точности 0,2S/0,5- вторичные измерительные цепи;

2-й уровень ИВКЭ включает в себя:

- УСПД типа RTU-327L;

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

3 -й уровень ИВК включает в себя:

- технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- сервер базы данных «Альфа ЦЕНТР».

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 вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал времени 0,02 с.

Лист № 2

Всего листов 18

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электроэнергии.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков ИК №1-№20, № 23 -№ 34 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 и через сегменты локальной вычислительной сети (ЛВС) поступает в УСПД, расположенный в шкафу сервера АИИС КУЭ, данные со счетчиков ИК № 21 и 22 поступают в УСПД по проводным линиям связи интерфейса RS-485 и с помощью оборудования WiMAX. В УСПД осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) по сети Ethernet на уровень сервер БД уровня ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации.

Синхронизация времени осуществляется при помощи устройства синхронизации системного времени (УССВ), подключенного к УСПД и обеспечивающего прием сигналов точного времени спутниковой навигационной системы GPS. УСПД при каждом сеансе опроса счетчиков (1 раз в 30 минут) осуществляет синхронизацию времени встроенных часов счетчика со встроенными часами УСПД при расхождении времени между ними более чем на 2 с.

Регламентированный доступ к информации сервера БД АИИС КУЭ с АРМ операторов осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:

- испытательной коробки (специализированного клеммника);

- крышки клеммных отсеков счетчиков;

- Сервера;

- УСПД.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 мин);

- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;

- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;

- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));

- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

- передача в автоматизированном режиме в ИАСУ КУ (КО), Региональное диспетчерское управление «Системный оператор - центральное диспетчерское управление Единой электрической сети» (РДУ «СО-ЦДУ ЕЭС») и другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;

- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

Лист № 3

Всего листов 18

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3 , событий в АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

- автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения (наименование програм-ного модуля , наименование файла)

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-

ЦЕНТР»

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Программа планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей, Amrserver.exe)

ac_ue

24dc80532f6d9391dc47 f5dd7aa5df37

MD5

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер ручного опроса счетчиков, Amrc.exe)

783e1ab6f99a5a7ce4c6 639bf7ea7d35

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер автоматического опроса счетчиков, Amra.exe)

3408aba7e4f90b8ae22e 26cd1b360e98

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер работы с БД, cdbora2.dll)

0ad7e99fa26724e65102 e215750c655a

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библиотека шифрования пароля счетчиков, Encryptdll.dll)

0939ce05295fbcbbba40 0eeae8d0572c

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библиотека сообщений планировщика опросов, Alphamess.dll)

b8c331abb5e34444170 eee9317d635cd

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:

- установкой пароля на счетчик;

- установкой пароля на сервер;

- установкой пароля на УСПД;

- защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики.

Канал измерений

Состав измерительного канала

Ктт •Ктн •Ксч

Вид электрической энергии

Метрологические характеристики

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной и реактивной электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95:

Номер ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Основная погрешность ИК, ± %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %

cos ф = 0,87 sin ф = 0,5

cos ф = 0,5 sin ф = 0,87

1

2

3

4

5

6

7

8

г--н

ВЛ-220кВ Козырево 1 -ЧТЭЦ-3

ТТ

КТ 0,2S

А

ВСТ

О о о о ОО ОО

Активная Реактивная

± 0,6%

± 1,0%

± 1,4%

± 1,3%

Ктт=2000/5

В

ВСТ

28930-05

С

ВСТ

ТН

КТ=0,2

А

СРВ 245

Ктн=220000:^3/100:^3

В

СРВ 245

15853-06

С

СРВ 245

Счетчик

КТ 0,2S.0,5

ЕвроАльфа

Ксч=1

16666-97

Лист № 4

Всего листов 18

1

2

3

4

5

6

7

8

ci

ВЛ-220кВ Козырево 2 -ЧТЭЦ-3

ТТ

КТ 0,2S

А

ВСТ

О о о о 00 00

Активная Реактивная

± 0,6%

± 1,0%

± 1,4%

± 1,3%

Ктт=2000/5

В

ВСТ

28930-05

С

ВСТ

ТН

КТ=0,2

А

СРВ 245

Ктн=220000:^3/100:^3

В

СРВ 245

15853-06

С

СРВ 245

Счетчик

КТ 0,2S/0,5

Ксч=1 31857-06

Альфа А1800

СП

ВЛ-220кВ Новометаллургическая 1 - ЧТЭЦ-3

ТТ

КТ=0,28

А

ВСТ

о о о о 00 00

Активная Реактивная

± 0,6%

± 1,0%

± 1,4%

± 1,3%

Ктт=2000/5

В

ВСТ

17869-05

С

ВСТ

ТН

КТ=0,2

А

СРВ 245

Ктн=220000:^3/100:^3

В

СРВ 245

15853-06

С

СРВ 245

Счетчик

КТ=0,28/0,5 Ксч=1 16666-97

ЕвроАльфа

Tf-

ВЛ-220кВ Новометаллургическая 2 - ЧТЭЦ-3

ТТ

КТ=0,28

А

ВСТ

о о о о 00 00

Активная Реактивная

± 0,6%

± 1,0%

± 1,4%

± 1,3%

Ктт=2000/5

В

ВСТ

17869-05

С

ВСТ

ТН

КТ=0,2

А

СРВ 245

Ктн=220000:^3/100:^3

В

СРВ 245

15853-06

С

СРВ 245

Счетчик

КТ=0,28/0,5 Ксч=1 31857-06

Альфа А1800

Лист № 5

Всего листов 18

1

2

3

4

5

6

7

8

ВЛ-220кВ Новометаллургическая 3 - ЧТЭЦ-3

ТТ

КТ 0,2S

А

ВСТ

О о о о 00 00

Активная Реактивная

± 0,6%

± 1,0%

± 1,4%

± 1,3%

Ктт=2000/5

В

ВСТ

28930-05

С

ВСТ

ТН

КТ=0,2

А

СРВ 245

Ктн=220000:^3/100:^3

В

СРВ 245

15853-06

С

СРВ 245

Счетчик

КТ 0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-06

ВЛ-220кВ Новометаллургическая 4 - ЧТЭЦ-3

ТТ

КТ=0,28

А

ВСТ

о о о о 00 00

Активная Реактивная

± 0,6%

± 1,0%

± 1,4%

± 1,3%

Ктт=2000/5

В

ВСТ

28930-05

С

ВСТ

ТН

КТ=0,2

А

СРВ 245

Ктн=220000:^3/100:^3

В

СРВ 245

15853-06

С

СРВ 245

Счетчик

КТ=0,28/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-06

Г"

ЧТЭЦ-3 ОВ-220кВ

ТТ

КТ=0,28

А

ВСТ

о о о о 00 00

Активная Реактивная

± 0,6%

± 1,0%

± 1,4%

± 1,3%

Ктт=2000/5

В

ВСТ

28930-05

С

ВСТ

ТН

КТ=0,2

А

СРВ 245

Ктн=220000:^3/100:^3

В

СРВ 245

15853-06

С

СРВ 245

Счетчик

КТ=0,28/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

Лист № 6

Всего листов 18

1

2

3

4

5

6

7

8

ОО

яч.13, ВЛ-110 кВ Конвер-торная-2

ТТ

КТ=0,5

А

ТФЗМ-110Б-ГУ

О о о о (N ci

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Ктт=1000/5

В

ТФЗМ-110Б-ГУ

26422-04

С

ТФЗМ-110Б-ГУ

ТН

КТ=0,5

А

НКФ-110-83У1

Ктн=110000:^3/100:^3

В

НКФ-110-83У1

1188-84

С

НКФ-110-83У1

Счетчик

КТ 0,2S.0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

яч.20, ВЛ-110 кВ Лазурная

ТТ

КТ=0,5

А

ТФЗМ-110Б-ГУ

о о о о (N ci

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Ктт=1000/5

В

ТФЗМ-110Б-ГУ

26422-04

С

ТФЗМ-110Б-ГУ

ТН

КТ=0,5

А

НКФ-110-83У1

Ктн=110000:^3/100:^3

В

НКФ-110-83У1

1188-84

С

НКФ-110-83У1

Счетчик

КТ 0,2S.0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

о г--н

яч.1, ВЛ-110 кВ Новометаллургическая- 1

ТТ

КТ=0,28

А

ТВГ-110

00099

Активная Реактивная

± 0,8%

± 1,5%

± 1,7%

± 1,4%

Ктт=300/5

В

ТВГ-110

22440-02

С

ТВГ-110

ТН

КТ=0,5

А

НКФ-110-57У1

Ктн=110000:^3/100:^3

В

НКФ-110-57У1

14205-94

С

НКФ-110-57У1

Счетчик

КТ=0,28/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

Лист № 7

Всего листов 18

1

2

3

4

5

6

7

8

яч.3, ВЛ-110 кВ Новоме-таллургическая-2

ТТ

CT=0,2S

А

ТВГ-110

00099

Активная Реактивная

± 0,8%

± 1,5%

± 1,7%

± 1,4%

Ктт=300/5

В

ТВГ-110

22440-02

С

ТВГ-110

ТН

КТ=0,5

А

НКФ-110-57У1

Ктн=110000:^3/100:^3

В

НКФ-110-57У1

14205-94

С

НКФ-110-57У1

Счетчик

КТ 0,2S.0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

12

яч.15, ВЛ-110 кВ Пла-вильная-1

ТТ

КТ=0,5

А

ТФЗМ-110Б-ГУ

О о о о (N ci

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Ктт=1000/5

В

ТФЗМ-110Б-ГУ

26422-04

С

ТФЗМ-110Б-ГУ

ТН

КТ=0,5

А

НКФ-110-83У1

Ктн=110000:^3/100:^3

В

НКФ-110-83У1

1188-84

С

НКФ-110-83У1

Счетчик

КТ 0,2S.0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-06

гп

яч.14, ВЛ-110 кВ Пла-вильная-2

ТТ

КТ=0,5

А

ТФЗМ-110Б-ГУ

о о о о (N ci

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Ктт=1000/5

В

ТФЗМ-110Б-ГУ

26422-04

С

ТФЗМ-110Б-ГУ

ТН

КТ=0,5

А

НКФ-110-83У1

Ктн=110000:^3/100:^3

В

НКФ-110-83У1

1188-84

С

НКФ-110-83У1

Счетчик

КТ=0,28/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

Лист № 8

Всего листов 18

1

2

3

4

5

6

7

8

14

яч.19, ВЛ-110 кВ Тепличная

ТТ

КТ=0,5

А

ТФЗМ-110Б-ГУ

О о о о (N ci

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Ктт=1000/5

В

ТФЗМ-110Б-ГУ

26422-04

С

ТФЗМ-110Б-ГУ

ТН

КТ=0,5

А

НКФ-110-83У1

Ктн=110000:^3/100:^3

В

НКФ-110-83У1

1188-84

С

НКФ-110-83У1

Счетчик

КТ 0,2S.0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

г--н

яч.12, ВЛ-110Кв Конверторная 1

ТТ

КТ=0,5

А

ТФЗМ-110Б-ГУ

о о о о (N ci

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Ктт=1000/5

В

ТФЗМ-110Б-ГУ

26422-04

С

ТФЗМ-110Б-ГУ

ТН

КТ=0,5

А

НКФ-110-83У1

Ктн=110000:^3/100:^3

В

НКФ-110-83У1

1188-84

С

НКФ-110-83У1

Счетчик

КТ 0,2S.0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

г--н

Яч.3, ОВ-110 кВ

ТТ

КТ=0,5

А

ТФЗМ-110Б-ГУ

о о о о

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

Ктт=2000/5

В

ТФЗМ-110Б-ГУ

26422-04

С

ТФЗМ-110Б-ГУ

ТН

КТ=0,5

А

НКФ-110-83У1

Ктн=110000:^3/100:^3

В

НКФ-110-83У1

1188-84

С

НКФ-110-83У1

Счетчик

КТ=0,28/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

Лист № 9

Всего листов 18

1

2

3

4

5       1      6

7

8

17

Г 3-1

ТТ

KT=0,2S

А

ТШЛ-10

105000

Активная Реактивная

± 0,6%

± 1,0%

± 1,4%

± 1,3%

Ктт=5000/5

В

ТШЛ-10

3972-03

С

ТШЛ-10

ТН

КТ=0,2

А

TJC 6

Ктн=10500:^3/100:^3

В

TJC 6

36413-07

С

TJC 6

Счетчик

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 31857-06

Альфа А1800

18

Г 3-2

ТТ

KT=0,2S

А

ТШЛ-20-1

252000

Активная Реактивная

± 0,6%

± 1,0%

± 1,4%

± 1,3%

Ктт=8000/5

В

ТШЛ-20-1

21255-08

С

ТШЛ-20-1

ТН

КТ=0,2

А

TJC 6

Ктн=15750:^3/100:^3

В

TJC 6

36413-07

С

TJC 6

Счетчик

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 31857-06

Альфа А1800

19

ТГ-1

ТТ

КТ=0,2

А

ТШ-20

315000

Активная Реактивная

± 0,8%

± 1,5%

± 2,2%

± 1,6%

Ктт=10000/5

В

ТШ-20

8771-00

С

ТШ-20

ТН

КТ=0,5

А

ЗНОМ-15-63

Ктн=15750:^3/100:^3

В

ЗНОМ-15-63

1593-70

С

ЗНОМ-15-63

Счетчик

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 31857-11

Альфа А1800

Лист № 10

Всего листов 18

1

2

3

4

5

6

7

8

20

ТГ-2

ТТ

KT=0,2S

А

ТШЛ-20-1

315000

Активная Реактивная

± 0,6%

± 1,0%

± 1,4%

± 1,3%

Ктт=10000/5

В

ТШЛ-20-1

21255-08

С

ТШЛ-20-1

ТН

КТ=0,2

А

EPR20Z

Ктн=15750:^3/100:^3

В

EPR20Z

30369-05

С

EPR20Z

Счетчик

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 31857-06

Альфа А1800

21

яч.10-5, КЛ-10 кВ, Насосная тепловых сетей

Т1

ТТ

КТ=0,5

А

ТОЛ-10УТ2.1

0009

Активная Реактивная

± 0,9%

± 2,0%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

6009-77

С

ТОЛ-10УТ2.1

ТН

КТ=0,2

А

НАМИ-10

Ктн=10000/100

В

11094-87

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 31857-11

Альфа А1800

22

яч.10-10, КЛ-10 кВ, Насосная тепловых сетей

Т2

ТТ

КТ=0,5

А

ТОЛ-10УТ2.1

0009

Активная Реактивная

± 0,9%

± 2,0%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

6009-77

С

ТОЛ-10УТ2.1

ТН

КТ=0,2

А

НАМИ-10

Ктн=10000/100

В

11094-87

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 31857-11

Альфа А1800

Лист № 11

Всего листов 18

1

2

3

4

5

6

7

8

23

яч.33, КЛ-6 кВ, ГРС-4

ТТ

КТ=0,5

А

ТВЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

1856-63

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

24

яч.7, КЛ-6 кВ, ЗАО ТЭО ввод 1 (ТП-12)

ТТ

КТ=0,5

А

ТВЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

1856-63

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

25

яч.22, КЛ-6 кВ, ЗАО ТЭО ввод 2 (ТП-14)

ТТ

КТ=0,5

А

ТВЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

1856-63

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

Лист № 12

Всего листов 18

1

2

3

4

5

6

7

8

26

яч.18, КЛ-6 кВ, ОАО ЧЭР ввод 1

ТТ

КТ=0,5

А

ТВЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

1856-63

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

27

яч.16, КЛ-6 кВ, ОАО ЧЭР ввод 2

ТТ

КТ=0,5

А

ТВЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

1856-63

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-06

28

яч.31, КЛ-6 кВ, ООО Ме-тОстПлюс

ТТ

КТ=0,5

А

ТВЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

1856-63

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

Лист № 13

Всего листов 18

1

2

3

4

5

6

7

8

29

яч.14, КЛ-6 кВ, ООО Монолит

ТТ

КТ=0,5

А

ТВЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

1856-63

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

30

яч.20, КЛ-6 кВ, ООО Монолит

ТТ

КТ=0,5

А

ТВЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

1856-63

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

г--н

СС

яч.38, КЛ-6 кВ, ООО Си-Айрлайд

ТТ

КТ=0,5

А

ТЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

2473-00

С

ТЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

Лист № 14

Всего листов 18

1

2

3

4

5

6

7

8

32

яч.45, КЛ-6 кВ, ООО Си-Айрлайд

ТТ

КТ=0,5

А

ТЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

2473-00

С

ТЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

33

яч.8, КЛ-6 кВ, ООО ЭСК (ТП-19)

ТТ

КТ=0,5

А

ТВЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

1856-63

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-11

34

яч.28, КЛ-6 кВ, ООО ЭСК (ТП-20)

ТТ

КТ=0,5

А

ТВЛМ-10

3600

Активная Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,3%

Ктт=300/5

В

-

1856-63

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ=0,5

А

НТМИ-6-66

Ктн=6000/100

В

2611-70

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5

Альфа А1800

Ксч=1

31857-06

Лист № 15

Всего листов 18

Примечания:

1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95; cosф=0,87 ($шф=0,5) и токе ТТ, равном 1ном.

2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95; cosф=0,5 ($шф=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от 1ном.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ^ 1,02)ином; диапазон силы тока (1,0 ^ 1,2)1ном; коэффициент мощности cosф=0,9 инд.

- температура окружающего воздуха для счетчиков электрической энергии: от минус 40°С до 25°С; УСПД - от минус 40°С до 60°С;

- магнитная индукция внешнего происхождения - 0 мТл;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ^ 1,1)ином1; диапазон силы первичного тока (0,01 ^ 1,2)1ном1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 ^ 1,0 (0,6 ^ 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от -30°С до 35°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ^ 1,1)ином2; диапазон силы вторичного тока (0,01 ^ 1,2)1ном2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 ^ 1,0 (0,6 ^ 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С;

- относительная влажность воздуха (40 ^ 60) %;

- атмосферное давление (750±30) мм рт. ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В, частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.

5. Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 7 суток;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч.;

6. Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 70 суток; при отключении питания - не менее 30 лет.

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому ИК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания - не менее 3 лет.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3 как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени в АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3 ± 5 с.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени в АИ-ИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3 ± 5 с/сут.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3 .

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3 приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 Челябинской ТЭЦ-3

Наименование

Тип

Количество

Измерительный трансформатор тока

ВСТ

21 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТВГ-110

6 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТВЛМ-10

20 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТЛМ-10-1У3

4 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТОЛ-10УТ2.1

4 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТФЗМ-ИОБ-IV

21 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТШ-20

3 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТШЛ-10

3 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТШЛ-20-1

6 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

EPR20Z

3 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

TJC 6

6 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

ЗНОМ-15-63

3 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

НАМИ-10

2 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

НКФ-110-57У1

6 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

НКФ-110-83У1

6 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

4 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

СРВ 245

6 шт.

Счетчик электроэнергии многофункциональный

Альфа А1800

32 шт.

Счетчик электроэнергии многофункциональный

ЕвроАльфа

2 шт.

Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов

RTU-327

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу ДЯИМ.422231.234.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии - АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 21 июня 2012 года.

Рекомендуемые средства поверки:

- переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с радиочасами РЧ-011;

- мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;

- радиочасы РЧ-011/2.

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ блоков №1, №2, №3 ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-3 и отдельных измерительных комплексов».

Нормативные документы

1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание