Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ
- ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
-
Скачать
75468-19: Методика поверки МП 1-2019Скачать6.5 Мб
75468-19: Описание типа СИСкачать123.1 Кб
- 30.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Ефремовской ТЭЦ, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С1 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с уровня ИВК настоящей системы.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам навигационной системы GPS, получаемым от встроенного приемника GPS.
Сервер АИИС КУЭ периодически (1 раз в час) сравнивает показания своих часов с показаниями часов УССВ. Сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ при любом расхождении часов сервера и УССВ.
УСПД, периодически (1 раз в 4 часа) сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени сервера АИИС КУЭ. Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ производится при наличии расхождения ±1,5 с и более.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При отклонении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД на ±2 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». 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 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: CalcClients.dll CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391 d64271 acf4055bb2a4d3fe 1 f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1 fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (далее - ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 5.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительного канала | Вид электрической энергии и мощности | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/Сервер | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Ефремовская ТЭЦ, ТГ-4 (6 кВ) | ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1423-60 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03 УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05 сервер АИИС КУЭ: iROBO | активная реактивная |
| 2 | Ефремовская ТЭЦ, ТГ-5 (6 кВ) | ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1423-60 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. №11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | |
| 3 | Ефремовская ТЭЦ, ТГ-6 (10 кВ) | ТШЛ 20 8000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63 | ЗНОМ-15-63 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. №1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | |
| 4 | Ефремовская ТЭЦ, ТГ-7 (6 кВ) | ТШЛ 20 8000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63 | ЗНОМ-15-63 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. №1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | |
| 5 | Ефремовская ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, ф. 6 кВ ПС БХЗ Ввод 2 | ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 6 | Ефремовская ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, ф. 6 кВ ПС 8 Ввод 3 | ТПЛ-10с 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 29390-05 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | Ефремовская ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, ф. 6 кВ ПС 8 Ввод 2 | ТПФМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 814-53 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03 УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05 сервер АИИС КУЭ: iROBO | активная реактивная |
| 8 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 12 Ввод 2 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 9 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 5 Ввод 2 | ТВЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 10 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 4 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 11 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 6 Ввод 2 | ТВЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 12 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 45 Ввод 2 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 13 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 28 Ввод 3 | ТВЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 14 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 2 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03 УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05 сервер АИИС КУЭ: iROBO | активная реактивная |
| 15 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС БХЗ Ввод 1 | ТВЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 16 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 12 Ввод 1 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 17 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 1 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 18 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 6 Ввод 1 | ТВЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 19 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 45 Ввод 1 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 20 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 28 Ввод 1 | ТВЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 21 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 15 Ввод 3 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03 УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05 сервер АИИС КУЭ: iROBO | активная реактивная |
| 22 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 5 Ввод 1 | ТВЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 23 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Элеватор 1 | ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 24 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Плотина Ввод 1 | ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 25 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 9 | ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 26 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Ефремов | ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 27 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС БХЗ Ввод 3 | ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 28 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Плотина Ввод 2 | ТВЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03 УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05 сервер АИИС КУЭ: iROBO | активная реактивная |
| 29 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 28 Ввод 2 | ТВЛМ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 30 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС 8 Ввод 1 | ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 31 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС РСП | ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 32 | Ефремовская ТЭЦ, ГРУ-2 6 кВ, ф. 6 кВ ПС Элеватор 2 | ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 33 | Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ -Ефремов №1 | ТФЗМ-110Б 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-88 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | |
| 34 | Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ -Ефремов №2 | ТФЗМ 110Б-1У 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
П Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 35 | Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ -Ефремов №3 | ТВИ-110 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30559-05 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03 УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05 сервер АИИС КУЭ: iROBO | активная реактивная |
| 36 | Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, КВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ - Звезда с отпайкой на Г люкозную | ТАТ 300/1 Кл. т. 0,5S Рег. № 45806-10 | TVBs 110000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 Рег. № 29693-05 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | ||||||
| cos ф = 1 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1; 2 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,6 | 2,8 | 1,7 | 2,2 | 3,2 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,8 | 2,8 | 5,3 | 2,2 | 3,2 | 5,5 | |
| 3; 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,8 | 3,0 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,4 | |
| 5 - 14; 26 - 33 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,3 | 5,6 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 1,8 | 3,0 | 5,5 | 2,3 | 3,4 | 5,7 | |
| 15 - 25 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,6 | 2,8 | 1,7 | 2,2 | 3,2 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 1,8 | 2,8 | 5,3 | 2,2 | 3,2 | 5,5 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 1,8 | 3,0 | 5,4 | 2,2 | 3,3 | 5,6 | |
| 34 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,3 | 5,6 | |
| 35 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 1,1 | 1,6 | 2,8 | 1,7 | 2,2 | 3,2 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 1,1 | 1,8 | 2,9 | 1,7 | 2,4 | 3,3 | |
| 0,011н1<11<0,051н1 | 2,0 | 3,0 | 5,4 | 2,5 | 3,3 | 5,6 | |
| 36 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,8 | 3,0 | |
| 0,011н1<11<0,051н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,0 | 3,0 | 5,5 | |
| Метрологические характеристики ИК | |||||
| Границы интервала относительной | Границы интервала относительной | ||||
| Номер ИК | Диапазон тока | основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | измерений в рабочих условиях эксплуатации, | ||
| соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | |||||
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1; 2 | 1н1<11<1,21н1 | 1,9 | 1,7 | 2,5 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,5 | 1,7 | 3,0 | 2,3 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1) | 0,051н1<11<0,21н1 | 4,5 | 2,8 | 5,2 | 3,6 |
| 3 | 1н1<11<1,21н1 | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 2,0 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,4 | 1,5 | 2,9 | 2,2 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,051н1<11<0,21н1 | 4,3 | 2,5 | 4,6 | 3,0 |
| 4 | 1н1<11<1,21н1 | 1,9 | 1,5 | 2,1 | 1,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,4 | 1,5 | 2,6 | 1,7 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,051н1<11<0,21н1 | 4,4 | 2,6 | 4,6 | 2,8 |
| 5 - 14; 26 - 33 | 1н1<11<1,21н1 | 2,1 | 1,8 | 2,7 | 2,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,8 | 3,1 | 2,4 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1) | 0,11н1<11<0,21н1 | 4,5 | 2,8 | 5,0 | 3,3 |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 4,6 | 2,9 | 5,3 | 3,6 | |
| 15 - 25 | 1н1<11<1,21н1 | 1,9 | 1,7 | 2,5 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,5 | 1,7 | 3,0 | 2,3 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1) | 0,11н1<11<0,21н1 | 4,4 | 2,7 | 4,9 | 3,2 |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 4,5 | 2,8 | 5,2 | 3,6 | |
| 34 | 1н1<11<1,21н1 | 2,1 | 1,8 | 2,7 | 2,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,8 | 3,1 | 2,4 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1) | 0,051н1<11<0,21н1 | 4,6 | 2,9 | 5,3 | 3,6 |
| 1н1<11<1,21н1 | 2,1 | 1,8 | 2,7 | 2,4 | |
| 35 | 0,21н1<11<1н1 | 2,1 | 1,6 | 2,7 | 2,2 |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 2,7 | 1,9 | 3,4 | 2,6 | |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1) | 0,051н1<11<0,11н1 | 2,9 | 2,1 | 3,8 | 3,0 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 5,4 | 3,2 | 7,0 | 4,4 | |
| 36 | 1н1<11<1,21н1 | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 2,0 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 2,0 | |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,051н1<11<0,21н1 | 2,4 | 1,5 | 2,9 | 2,2 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 4,4 | 2,7 | 4,7 | 3,1 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 36 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от +5 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03М | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 2 |
| УСПД | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - график средних мощностей за интервал 30 мин, суток | 45 |
| 1 | 2 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени УСПД.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Рег. № | Количество, экз. |
| Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 1423-60 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ 20 | 1837-63 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10с | 29390-05 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 814-53 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 1261-59 | 16 |
| Трансформаторы тока | ТВЛ-10 | 1856-63 | 34 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б | 2793-88 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-1У | 26422-04 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВИ-110 | 30559-05 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТАТ | 45806-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 1593-70 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 380-49 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 14205-94 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | TVBs | 29693-05 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02 | 20175-01 | 30 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С1 | 15236-03 | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | iROBO | - | 1 |
| Методика поверки | МП 1-2019 | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 26 апреля 2019 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 5 ноября 2001 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
- СИКОН С1 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-2, измеряющее текущие значения времени и даты по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (Рег. № 41681-10);
- термогигрометр «Ива-6А-КП-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 90 %, дискретность 0,1 % (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Ефремовской ТЭЦ (АИИС КУЭ Ефремовской ТЭЦ), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», регистрационный номер в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений RA.RU.312308.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) Ефремовской ТЭЦ
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