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
74208-19: Методика поверкиСкачать973.1 Кб