Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 3

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

-    выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;

-    обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;

-    разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

-    подготовка данных в KML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,

-    предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает два уровня:

-    1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

-    2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.

Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).

ИВК АИИС КУЭ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» (Г.р. 29484-05), сервера баз данных и автоматизированных рабочих мест (АРМ).

ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов счетчиков; ведение журналов событий.

ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, формирование отчетных документов и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020 в соответствии с требованиями регламентов оптового рынка электроэнергии. Передача результатов измерений в формате XML 80020 заверенных электронно-цифровой подписью осуществляется с АРМ.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и их состав приведен в таблице 1. Замену измерительных компонентов оформляют в соответствии с МИ 2999-2011.

В АИИС КУЭ выделяется система обеспечения единого времени (СОЕВ), которая работает следующим образом. ИВК «ИКМ-Пирамида», получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации времени УСВ-2 (Г.р. № 41681-09). ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает синхронизацию часов счетчиков не реже одного раза в сутки и сервера БД постоянно.

Таблица 1 - Перечень измерительных каналов (ИК) и их состав

ИК

Наименование

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Фаза, тип (модификация) СИ

1

2

3

4

1

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.10, ОВ-110 кВ

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 26813-06; Ктт=1000/5

А

ТРГ-110 II*

В

ТРГ-110 II*

С

ТРГ-110 II*

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 61431-15; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ: ЗНОГ-110

В

ЗНОГ: ЗНОГ-110

С

ЗНОГ: ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

2

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 11Р, яч.228, КЛ-6кВ «ТСН-6/0,4 кВ (OBU01)»

ТТ

КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5

А

ТВЛМ-10

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100

А

В

С

НТМИ-6-66

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

1

2

3

4

3

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 5РО, яч.40, КЛ-6кВ «ТСН-6/0,4 кВ (1 OBU)»

ТТ

КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5

А

ТВЛМ-10

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100

А

В

С

НТМИ-6-66

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

4

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 6РО, яч.54, КЛ-6кВ «ТСН-6/0,4 кВ (OBU02)»

ТТ

КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5

А

ТВЛМ-10

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100

А

В

С

НТМИ-6-66

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

5

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 11Р, яч.219, КЛ-6кВ «Электродвигатель ПЭН RL051»

ТТ

КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5

А

ТВЛМ-10

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100

А

В

С

НТМИ-6-66

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

6

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 5РО, яч.41, КЛ-6кВ «Электродвигатель ПЭН RL052»

ТТ

КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5

А

ТВЛМ-10

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100

А

В

С

НТМИ-6-66

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

7

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 6РО, яч.55, КЛ-6кВ «Электродвигатель ПЭН RL053»

ТТ

КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5

А

ТВЛМ-10

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100

А

В

С

НТМИ-6-66

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

8

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 7РО, яч.247а, КЛ-6кВ «Электродвигатель ПЭН RL054»

ТТ

КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5

А

ТВЛМ-10

С

ТВЛМ-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 2611-70; Ктн=6000/100

А

В

С

НТМИ-6-66

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

1

2

3

4

9

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, РУСН-0,4 кВ, сек. 12Н, панель 181, КЛ-0,4 кВ в сторону «Сборка электрофиц. задвижек LA-01»

ТТ

КТ 0,5; Г.р. № 24541-03; Ктт=50/5

А

Т-0,66

В

Т-0,66

С

Т-0,66

ТН

Не используется

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03:

СЭТ-4ТМ.03.08

10

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, РУСН-0,4 кВ, сек. 13Н, панель 191, КЛ-0,4 кВ в сторону «Сборка электрофиц. задвижек LA-02 и 03»

ТТ

КТ 0,5; Г.р. № 24541-03; Ктт=50/5

А

Т-0,66

В

Т-0,66

С

Т-0,66

ТН

Не используется

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03:

СЭТ-4ТМ.03.08

11

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ТГ-9

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 30489-09; Ктт=2000/1

А

TG: TG-145N

В

TG: TG-145N

С

TG: TG-145N

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М:

СЭТ-4ТМ.03М.16

12

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ТГ-10

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 30489-09; Ктт=2000/1

А

TG: TG-145N

В

TG: TG-145N

С

TG: TG-145N

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М:

СЭТ-4ТМ.03М.16

13

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ТГ-11

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 30489-09; Ктт=2000/1

А

TG: TG-145N

В

TG: TG-145N

С

TG: TG-145N

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М:

СЭТ-4ТМ.03М.16

1

2

3

4

14

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.2, Блок «1ГТ»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5

А

ТОГФ (П)

В

ТОГФ (П)

С

ТОГФ (П)

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

15

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.4, Блок «2ГТ»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5

А

ТОГФ (П)

В

ТОГФ (П)

С

ТОГФ (П)

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

16

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.8, Блок «3ГТ»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5

А

ТОГФ (П)

В

ТОГФ (П)

С

ТОГФ (П)

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

17

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.12, Блок «4ГТ»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 26813-06; Ктт=1000/5

А

ТРГ-110 II*

В

ТРГ-110 II*

С

ТРГ-110 II*

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

18

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.1, РТСН «20Т»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5

А

ТОГФ (П)

В

ТОГФ (П)

С

ТОГФ (П)

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

1

2

3

4

19

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.22, Блок «5ГТ»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5

А

ТОГФ (П)

В

ТОГФ (П)

С

ТОГФ (П)

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

20

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.25, Блок «6ГТ»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5

А

ТОГФ (П)

В

ТОГФ (П)

С

ТОГФ (П)

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

21

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.29, Блок «7ГТ»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5

А

ТОГФ (П)

В

ТОГФ (П)

С

ТОГФ (П)

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

22

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.34, Блок «8ГТ»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5

А

ТОГФ (П)

В

ТОГФ (П)

С

ТОГФ (П)

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

23

Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.24, РТСН «30Т»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5

А

ТОГФ (П)

В

ТОГФ (П)

С

ТОГФ (П)

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 23894-02; Ктн=110000^3/100^3

А

ЗНОГ-110

В

ЗНОГ-110

С

ЗНОГ-110

Счет

чик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000». Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 2. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

приведены в таблицах 3 и 4.

I, % от !ном

Коэффи

циент

мощ

ности

ИК №1, ИК №11 -ИК №23

ИК №2 - ИК №8

ИК №9, ИК №10

5wcA %

5wA %

5wP %

5wcA %

>

%

о4

5wP %

5wcA %

>

%

о4

5wP %

2

0,50

±1,8

±2,0

±2,1

-

-

-

-

-

-

2

0,80

±1,2

±1,4

±2,3

-

-

-

-

-

-

2

0,87

±1,1

±1,3

±2,5

-

-

-

-

-

-

2

1,00

±0,9

±1,2

-

-

-

-

-

-

-

5

0,50

±1,3

±1,4

±1,9

±5,4

±5,4

±2,7

±5,3

±5,3

±2,6

5

0,80

±0,9

±1,1

±2,1

±2,9

±2,9

±4,5

±2,8

±2,8

±4,4

5

0,87

±0,8

±1,1

±2,1

±2,5

±2,6

±5,6

±2,4

±2,5

±5,4

5

1,00

±0,6

±0,8

-

±1,8

±1,8

-

±1,7

±1,7

-

20

0,50

±0,9

±1,2

±1,7

±2,9

±3,0

±1,6

±2,6

±2,7

±1,4

20

0,80

±0,6

±1,0

±1,8

±1,6

±1,7

±2,5

±1,4

±1,5

±2,3

20

0,87

±0,6

±0,9

±1,8

±1,4

±1,5

±3,0

±1,2

±1,3

±2,8

20

1,00

±0,5

±0,7

-

±1,1

±1,1

-

±0,9

±0,9

-

100,

120

0,50

±0,9

±1,2

±1,7

±2,2

±2,2

±1,3

±1,8

±1,9

±1,1

100,

120

0,80

±0,6

±1,0

±1,8

±1,2

±1,3

±1,9

±1,0

±1,1

±1,6

100,

120

0,87

±0,6

±0,9

±1,8

±1,1

±1,2

±2,3

±0,8

±1,0

±1,9

100,

120

1,00

±0,5

±0,7

-

±0,9

±0,9

-

±0,6

±0,7

-

Нормальные условия измерений - по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 52323-2005, ИЛГШ.411152.145ТУ.

Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с.

8WоA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности.

5WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения.

8WР - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения.

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование

Значение

1

2

Количество измерительных каналов (ИК)

23

Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут

30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам

автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений

автоматическое

1

2

Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК, лет, не менее

3,5

Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ, сут, не менее

90

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ

автоматическое

Температура окружающего воздуха для:

- измерительных трансформаторов, °С

от -45 до +40

- счетчиков, связующих компонентов, °С

от 0 до +40

- оборудования ИВК, °С

от +10 до +35

Частота сети, Гц

от 49,5 до 50,5

Напряжение сети питания, % от U^

от 90 до 110

Индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более

0,5

Допускаемые значения информативных параметров:

- ток, % от ^ом

от 2 до 120

- напряжение, % от U^

от 90 до 110;

- коэффициент мощности, cos ф

0,5 инд. -1,0 - 0,5 емк.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра 0.068ФО «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Тип, модификация

Количество, шт.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТРГ-110 II*

6

Трансформаторы тока

ТВЛМ-10

14

Трансформаторы тока

Т-0,66

6

Трансформаторы тока

TG

9

Трансформаторы тока

ТОГФ (П)

27

Трансформаторы напряжения

ЗНОГ

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОГ-110

21

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

14

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

9

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Комплекс информационно-вычислительный

ИКМ-Пирамида

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр

0.068ФО

1

1

2

3

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки

МП-118^^Ш10556-2017

1

Поверка

осуществляется по документу МП-118-RA.RU.310556-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 23 ноября 2017 г.

Основные средства поверки:

-    в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);

-    NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени, вторичных эталонов ВЭТ 1-5 или ВЭТ 1-7;

-    для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;

-    для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;

-    для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;

-    для комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 230.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2005 г.

-    для устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001И1, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в августе 2009 г.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)» Свидетельство об аттестации методики измерений № 367-RA.RU.311735-2017 от «07» декабря 2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)

ГОСТ 22294 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

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

Развернуть полное описание