Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3981 от 01.08.11 п.13
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43358
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ), г. Санкт-Петербург, предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ реализуется на энергоблоке № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1», территориально расположенном в г. Санкт-Петербург.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

Уровень ИВКЭ - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325L (Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. №№ 005537) и технических средств приема-передачи данных.

Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ на базе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр», включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Лист № 2

Всего листов 13

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер, установленный в ЦСОИ ОАО «ТГК-1», с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

Программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе «Альфа Центр» функционирует на нескольких уровнях:

• программное обеспечение счетчика;

• программное обеспечение УСПД;

• программное обеспечение АРМ;

• программное обеспечение сервера БД.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: сервер АИИС КУЭ, установленный в ОАО «ТГК-1», подключен к серверу единого времени ОАО «ТГК-1» LAN TIME SERVER. Опрос УСПД АИИС КУЭ сервером ОАО «ТГК-1» производится 1 раз в 30 мин. При этом производится корректировка времени УСПД в случае расхождения времени между УСПД и сервером ОАО «ТГК-1» более чем на ± 2 с.

При опросе счетчиков выполняется корректировка времени таймера счетчика со временем УСПД при расхождении между ними более чем на ± 2 с.

В качестве резервного способа синхронизации времени АИИС КУЭ используется синхронизация с использованием УССВ. УССВ выполнено на основе GPS-приемника 16-HVS, который принимает сигналы точного времени со спутников. УССВ подключается к УСПД, в результате чего происходит корректировка таймера УСПД, а затем и таймеров счетчиков электроэнергии.

Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификатора ПО

«Альфа-Центр»

Программа-планировщик опроса и передачи данных

3.27.2.0

bd51720d3fb1247ff 8745241dc6aace9

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и

УСПД

b3bf6e3e5100c068 b9647d2f9bfde8dd

MD5

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

764bbe1ed87851a0

154dba8844f3bb6b

MD5

Драйвер работы с БД

7dfc3b73d1d1f209c c4727c965a92f3b

MD5

Библиотека шифрования пароля счетчиков

0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c

MD5

Библиотека сообщений планировщика опросов

b8c331abb5e34444

170eee9317d635cd

MD5

• Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «Альфа-Центр», включающий в состав ПО, внесен в Госреестр СИ РФ, № 20481-00;

• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;

• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;

• Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

о о

1—к

Номер ИК

Канал измерений

Лист № 4

Всего листов 13

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Трансформатор резервный ТСНР-2 сторона ИОкВ

10

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование ппнтрпинення

Счетчик

TH

ТТ

иэ

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

Состав измерительного канала

Кт = 0,28/0,5 Кеч = 1 № 31857-06

Кт= 0,2 Ктн=110000/л/3:100Л/3 №47179-11

Кт = 0,2S Ктт = 600/5 № 30489-09

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

О

W

>

О

W

>

-U

Обозначение, тип

СРВ 123

СРВ 123

СРВ 123

TG 145N

TG 145N

TG 145N

01215223

8799573

8799583

8799574

05221

05223

05222

С/1

Заводской номер

132000

о

КтуКтн’Ксч

Энергия активная, Wp

Энергия реактивная, Wq

о

Наименование измеряемой величины

Активная Реактивная

00

Вид энергии

Метрологические характеристики

и- н-

Основная относительная погрешность ИК (± 6), %

и- н-

1—к

О

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 6), %

о о

о о OJ

о о

10

1—k

Трансформатор блочный Т-4 ЗЗОкВ

Трансформатор блочный Т-42 ИОкВ

Трансформатор блочный Т-41 ЗЗОкВ

10

Счетчик

TH

ТТ

Счетчик

TH

ТТ

Счетчик

TH

ТТ

UJ

Кт = 0,28/0,5 Кеч = 1 № 31857-06

Кт= 0,2 Ктн =33000/л/3:100/л/3 №47178-11

Кт = 0,2S Ктт = 750/5 №47177-11

Кт = 0,28/0,5 Кеч = 1 № 31857-06

Кт= 0,2 Ктн=110000/л/3:100Л/3 №47179-11

Кт = 0,2S Ктт = 1500/5 №47177-11

Кт = 0,28/0,5 Кеч = 1 № 31857-06

Кт= 0,2 Ктн=330000/л/3:100Л/3 №47178-11

Кт = 0,2S Ктт = 750/5 №47177-11

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

О

W

>

О

W

>

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

О

W

>

О

W

>

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

О

W

>

О

W

>

-U

СР А 362

СР А 362

СР А 362

JR 0,5

JR 0,5

JR 0,5

СРВ 123

СРВ 123

СРВ 123

JR 0,5

JR 0,5

JR 0,5

СР А 362

СР А 362

СР А 362

JR 0,5

JR 0,5

JR 0,5

01215222

8799520

8799514

8799515

3/08/5609

3/08/5607

3/08/5610

01215220

8799571

8799576

8799570

3/09/0116

3/09/0117

3/09/0118

01215221

8799510

8799518

8799512

3/08/5606

3/08/5608

3/08/5605

C/i

495000

330000

495000

о

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ

о

Активная Реактивная

Активная Реактивная

Активная Реактивная

00

и- н-

± ±

о

± ±

о

±2,2

±2,2

±2,2

±2,2

±2,2

±2,2

1—k

О

Продолжение таблицы 2

td о о

о

к о н о to

IO'

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

005

Турбогенератор Г-41

II

Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 38356-08

А

ТШЛМ-20

13

315000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,2

± 2,2

В

ТШЛМ-20

12

С

ТШЛМ-20

10

ТН

Кт = 0,2 Ктн=15750/^3:100/^3

№ 47180-11

А

EPR20Z

1814900001

В

EPR20Z

1814900002

С

EPR20Z

1814900003

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01203662

006

Турбогенератор Г-42

II

Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 38356-08

А

ТШЛМ-20

11

315000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,2

± 2,2

В

ТШЛМ-20

15

С

ТШЛМ-20

14

ТН

Кт = 0,2 Ктн=15750/^3:100/^3

№ 47180-11

А

EPR20Z

1814900007

В

EPR20Z

1814900008

С

EPR20Z

1814900009

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01203661

007

Турбогенератор Г-4

II

Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 38356-08

А

ТШЛМ-20

7

315000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,2

± 2,2

В

ТШЛМ-20

8

С

ТШЛМ-20

9

ТН

Кт = 0,2 Ктн=15750/^3:100/^3

№ 47180-11

А

EPR20Z

1814900004

В

EPR20Z

1814900005

С

EPR20Z

1814900006

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01203663

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

008

КРУ-6кВ Секция 41A яч. 16

II

Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 № 37544-08

А

ТШЛ-СЭЩ-10

00050-10

о о о

ci

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,2

± 2,2

В

ТШЛ-СЭЩ-10

00057-10

С

ТШЛ-СЭЩ-10

00056-10

ТН

Кт = 0,2 Ктн=6000/^3:100/^3 № 3344-08

А

3НОЛ.06-6

542

В

3НОЛ.06-6

170

С

3НОЛ.06-6

532

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01203709

009

КРУ-6кВ Секция 41Б яч. 1

II

Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 № 37544-08

А

ТШЛ-СЭЩ-10

00033-10

о о о

ci

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,2

± 2,2

В

ТШЛ-СЭЩ-10

00039-10

С

ТШЛ-СЭЩ-10

00041-10

ТН

Кт = 0,2 Ктн=6000/^3:100/^3 № 3344-08

А

3НОЛ.06-6

541

В

3НОЛ.06-6

9924

С

3НОЛ.06-6

175

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01203710

010

КРУ-6кВ Секция

РШП-2А яч. 3

II

Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 № 37544-08

А

ТШЛ-СЭЩ-10

00038-10

о о о

ci

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,2

± 2,2

В

ТШЛ-СЭЩ-10

00047-10

С

ТШЛ-СЭЩ-10

00048-10

ТН

Кт = 0,2 Ктн=6000/^3:100/^3 № 3344-08

А

3НОЛ.06-6

536

В

3НОЛ.06-6

537

С

3НОЛ.06-6

176

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01203707

Окончание таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

011

КРУ-6кВ Секция

РШП-2Б яч. 2

II

Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 № 37544-08

А

ТШЛ-СЭЩ-10

00031-10

о о о

ci

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,2

± 2,2

В

ТШЛ-СЭЩ-10

00049-10

С

ТШЛ-СЭЩ-10

00035-10

ТН

Кт = 0,2 Ктн=6000/^3:100/^3 № 3344-08

А

3НОЛ.06-6

174

В

3НОЛ.06-6

543

С

3НОЛ.06-6

178

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01203711

012

КРУ-6кВ Секция 42А яч. 10

II

Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 № 37544-08

А

ТШЛ-СЭЩ-10

00044-10

о о о

ci

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,2

± 2,2

В

ТШЛ-СЭЩ-10

00046-10

С

ТШЛ-СЭЩ-10

00040-10

ТН

Кт = 0,2 Ктн=6000/^3:100/^3 № 3344-08

А

3НОЛ.06-6

173

В

3НОЛ.06-6

533

С

3НОЛ.06-6

576

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

01203708

013

КРУ-6кВ Секция 42Б яч. 5

II

Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 № 37544-08

А

ТШЛ-СЭЩ-10

00054-10

о о о

ci

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 2,2

± 2,2

В

ТШЛ-СЭЩ-10

00036-10

С

ТШЛ-СЭЩ-10

00034-10

ТН

Кт = 0,2 Ктн=6000/^3:100/^3 № 3344-08

А

3НОЛ.06-6

171

В

3НОЛ.06-6

169

С

3НОЛ.06-6

539

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

01203712

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 ^ 1,02) ином; ток (1 ^ 1,2) 1ном, cosф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 ^ 1,1) ином; ток (0,02 ^ 1,2) 1ном; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40°С до + 70°С, для счетчиков от минус 40 °С до +65 °С; для сервера от +15 °С до +50 °С; для УСПД от минус 10 °С до + 55 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02^1ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 до + 35 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• электросчетчик типа Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.;

• устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

К Г_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 2083,3 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

• Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

• Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• Ремонтопригодность;

• Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

• Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

• журнал событий счетчика:

- параметрирование;

Лист № 10

Всего листов 13

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в счетчике.

• журнал событий ИВКЭ:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в УСПД.

• журнал событий ИВК:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывы электропитания;

- программные и аппаратные перезапуски;

- установка и корректировка времени;

- переход на летнее/зимнее время;

- нарушение защиты ИВК;

- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- сервера БД;

• защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на промконтроллер (УСПД);

- установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» определяется проектной документацией на систему. В комплект

Лист № 11

Всего листов 13 поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»

Наименование

Количество

Трансформатор тока типа TG 145N

3 шт.

Трансформатор тока типа JR 0,5

9 шт.

Трансформатор тока типа ТШЛМ-20

9 шт.

Трансформатор тока типа ТШЛ-СЭЩ-10

18 шт.

Трансформатор напряжения типа CPB 123

6 шт.

Трансформатор напряжения типа CPA 362

6 шт.

Трансформатор напряжения типа EPR20Z

9 шт.

Трансформатор напряжения типа 3НОЛ.06-6

18 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный типа АЛЬФА А1800

13 шт.

Устройство сбора и передачи данных типа RTU325L

1 шт.

Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника

1 шт.

Сервер базы данных

1 шт.

Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «Альфа-Центр»

1 шт.

АРМ оператора

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- Счетчики типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- Устройства сбора и передачи данных типа RTU-325L - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 году;

- Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр» - в соответствии с документом «Комплексы измерительновычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр». Методика поверки», ДЯИМ.466453.06МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Изложены в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

5. ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

6. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

7. Эксплуатационная документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание