Номер по Госреестру СИ: 64518-16
64518-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью "Тобольская ТЭЦ" (ООО "ТТЭЦ")
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программных обеспечений (ПО).
Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
ПО АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера» функционирует на нескольких уровнях:
-
- программное обеспечение инженерного пульта;
-
- программное обеспечение УСПД ИВКЭ;
-
- программное обеспечение АРМ персонала.
ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами. Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll . Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1. Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
«ПК Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 7.1 |
Цифровой идентификатор ПО pso metr.dll |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»)типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ») с изменением №1. Внесена в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений под № ФР.1.34.2012.11561
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»)
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 64518-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 17.05.2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- трансформаторов напряжения - в соответствии с 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 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 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 с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;
-
- для УСПД ЭКОМ-3000М - в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программно-технический ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003МП», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 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;
-
- термогигрометр «TESTO» (мод. 608-H1): диапазон измерений температуры от 0 до + 50 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 15 до 80 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энрима» (ООО «Энрима»)Юридический адрес:
614017, г. Пермь, ул. Уральская, д. 93
Телефон/факс: (342) 249-48-38
E-mail: info@enrima.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы»(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон/факс: (495) 437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ состоят из следующих уровней:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, указанные в таблице 2, соединяющие их вторичные измерительные цепи.
-
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000М, технические средства приема-передачи данных и обеспечения электропитания.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК обеспечивает обработку данных и их архивирование, ведение базы данных для автоматизированных рабочих мест (АРМ). В состав ИВК входит сервер, связь которого с УСПД осуществляется по локальной вычислительной сети (Ethernet) и интерфейсу RS-485, технические средства обеспечения электропитания.
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 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.
Передача информации о результатах измерений и состоянии средств измерений (журналов событий) со счетчиков в УСПД осуществляется каждые 30 мин по запросу УСПД в цифровом виде. Накопленные значения хранятся в 30-минутных архивах УСПД. Архивы обновляются циклически и обеспечивают энергонезависимое хранение информации как минимум за последние 45 суток. Со счетчиков турбогенераторов дополнительно передаются 3-х минутные интервалы, которые хранятся в 3-х минутных архивах УСПД.
Передача информации из УСПД в сервер ИВК осуществляется по запросу ИВК в цифровом виде. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в
Лист № 2 Всего листов 16 организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
В АИИС КУЭ реализована возможность предоставления по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии
В АИИС КУЭ синхронизация времени производится от GPS-приемника точного времени глобальной системы позиционирования. В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется внешний GPS-приемник, производства ООО «Прософт-Системы», подключенный через преобразователь интерфейса RS-232/.RS-485 Сличение времени УСПД со временем GPS-приемника осуществляется непрерывно, корректировка времени осуществляется при расхождении времени УСПД со временем GPS-приемника на величину более ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков со временем УСПД на величину ±2 с.
В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ») представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»)
Наименование (обозначение) изделия |
Кол-во (шт.) |
Трансформаторы тока ТШЛ-20 |
3 |
Трансформаторы тока ТШЛ20Б-1 |
9 |
Трансформаторы тока JKQ |
3 |
Трансформаторы тока ТАТ |
6 |
Трансформаторы тока GSR |
18 |
Трансформаторы тока ТФНД-110М |
3 |
Трансформаторы тока ТПЛ |
6 |
Трансформаторы тока ТОЛ 10-1 |
12 |
Трансформаторы тока ТШЛ-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-20-63 |
6 |
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-15-63 |
3 |
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06 |
3 |
Трансформаторы напряжения TJC 6-G |
3 |
Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1 |
6 |
Трансформаторы напряжения НКФ-110-57 У1 |
6 |
Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66 |
4 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические СЭТ-4ТМ.03М |
7 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 |
16 |
Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» |
1 |
Методика поверки |
1 |
Формуляр |
1 |
Инструкция по эксплуатации |
1 |
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2. Таблица 2 - Метрологические и технические ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта учета, |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Ктт •Ктн •Ксч |
Вид энергии |
Метрологические характеристики | |||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ |
Обозначение, тип |
УСПД | ||||||||
Границы основной погрешности ИК, (± 6) % |
Границы погрешности ИК в рабочих условиях, (± 6) % | |||||||||
cos ф = 0,87 sin ф = 0,5 |
cos ф = 0,5 sin ф = 0,87 | |||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
Кт=0,2 |
А |
ТШЛ20Б-1 | ||||||||
Турбогенератор 1 Г |
ТТ |
Ктт=8000/5 |
B |
ТШЛ20Б-1 | ||||||
№ 4016-74 |
C |
ТШЛ20Б-1 |
активная реактивная | |||||||
Кт=0,5 |
А |
ЗНОМ-20-63 |
о о о 00 00 ст |
0,8 |
2,7 | |||||
ТН |
Ктн=18000/^3/100/^3 |
B |
ЗНОМ-20-63 | |||||||
№ 51674-12 |
C |
ЗНОМ-20-63 |
1,5 |
2,5 | ||||||
Счет чик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 |
УСПД ЭКОМ-3000 | |||||||
Кт=0,2 |
А |
ТШЛ20Б-1 |
Рег. № СИ | |||||||
Турбогенератор 2Г |
ТТ |
Ктт=10000/5 |
B |
ТШЛ20Б-1 |
17049-09, | |||||
№ 4016-74 |
C |
ТШЛ20Б-1 |
активная реактивная | |||||||
Кт=0,5 |
А |
ЗНОМ-15-63 |
315000 |
0,8 |
2,7 | |||||
Cl |
ТН |
Ктн=15750/100 |
B |
ЗНОМ-15-63 |
1,5 |
2,5 | ||||
№ 1593-70 |
C |
ЗНОМ-15-63 | ||||||||
Счет чик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
СП |
Турбогенератор 3Г |
ТТ |
Кт 0,2S Ктт=8000/5 № 36053-07 |
А |
ТШЛ-20 |
УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09, |
о о о 00 |
активная реактивная |
0,8 1,6 |
2,5 2,8 |
B |
ТШЛ-20 | |||||||||
C |
ТШЛ-20 | |||||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10500/^3/100/^3 № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06 | |||||||
B |
ЗНОЛ.06 | |||||||||
C |
ЗНОЛ.06 | |||||||||
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03.М | ||||||||
Турбогенератор 4Г |
ТТ |
Кт=0,2 Ктт=8000/5 № 4016-74 |
А |
ТШЛ20Б-1 |
о о о 00 00 ст |
активная реактивная |
0,8 1,5 |
2,7 2,5 | ||
B |
ТШЛ20Б-1 | |||||||||
C |
ТШЛ20Б-1 | |||||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=18000/^3/100/^3 № 51674-12 |
А |
ЗНОМ-20-63 | |||||||
B |
ЗНОМ-20-63 | |||||||||
C |
ЗНОМ-20-63 | |||||||||
Счетчи к |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | ||||||||
МП |
Турбогенератор 5Г |
ТТ |
Kt=0,2S Ктт=8000/5 № 41964-09 |
А |
JKQ |
о о о 00 |
активная реактивная |
0,8 1,6 |
2,5 2,8 | |
B |
JKQ | |||||||||
C |
JKQ | |||||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10500/^3/100/^3 № 49111-12 |
А |
TJC 6-G | |||||||
B |
TJC 6-G | |||||||||
C |
TJC 6-G | |||||||||
Счетч ик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03.М |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
Тобольская ТЭЦ; ОРУ-220 кВ; яч.2; ВЛ-220кВ Тобольская ТЭЦ-Иртыш 2 цепь |
Kr=0,2S |
А |
ТАТ | ||||||||
ТТ |
Ктт=2000/5 |
B |
ТАТ | ||||||||
№ 29838-05 |
C |
ТАТ | |||||||||
Кт=0,2 |
А |
НАМИ-220 УХЛ1 |
о о о о 00 00 |
активная |
реактивная |
0,5 |
2,3 | ||||
ТН |
Ктн=220000/^3/100/^3 |
B |
НАМИ-220 УХЛ1 | ||||||||
№ 20344-05 |
C |
НАМИ-220 УХЛ1 |
1,1 |
2,8 | |||||||
Счетч ик |
Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03.М | |||||||||
Тобольская ТЭЦ; ОРУ-220 кВ; яч.3; ВЛ-220кВ Тобольская ТЭЦ-Иртыш 1 |
Kr=0,2S |
А |
ТАТ | ||||||||
ТТ |
Ктт=2000/5 |
B |
ТАТ | ||||||||
№ 29838-05 |
C |
ТАТ |
УСПД ЭКОМ-3000 |
активная |
реактивная | ||||||
Кт=0,2 |
А |
НАМИ-220 УХЛ1 |
о о о о 00 00 |
0,5 |
2,3 | ||||||
ТН |
Ктн=220000/^3/100/^3 |
B |
НАМИ-220 УХЛ1 |
Рег. № СИ |
1,1 |
2,8 | |||||
№ 20344-05 |
C |
НАМИ-220 УХЛ1 |
17049-09 | ||||||||
Счетч ик |
Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03.М | |||||||||
00 |
Kr=0,2S |
А |
GSR | ||||||||
Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч ВЛ-110кВ «Иртыш 1» |
ТТ |
Ктт=1000/1 |
B |
GSR | |||||||
№ 25477-03 |
C |
GSR |
реактивная | ||||||||
Кт=0,5 |
А |
НКФ-110-57 У1 |
о о о о о |
активная |
0,8 |
2,5 | |||||
00 |
ТН |
Ктн=110000/^3/100/^3 |
B |
НКФ-110-57 У1 | |||||||
№ 14205-94 |
C |
НКФ-110-57 У1 |
1,5 |
3,6 | |||||||
Счетч ик |
Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.17; ВЛ-110кВ «Иртыш 2» |
Kt=0,2S |
А |
GSR | ||||||||
ТТ |
Ктт=1000/1 |
B |
GSR | ||||||||
№ 25477-06 |
C |
GSR | |||||||||
Кт=0,5 |
А |
НКФ-110-57 У1 |
о о о о о |
активная |
реактивная |
0,8 |
2,5 | ||||
О' |
ТН |
Ктн=110000/^3/100/^3 |
B |
НКФ-110-57 У1 | |||||||
№ 14205-94 |
C |
НКФ-110-57 У1 |
1,5 |
3,6 | |||||||
Счет чик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||||||||
Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.9; ВЛ-110кВ «Иртыш 3» |
Kt=0,2S |
А |
GSR | ||||||||
ТТ |
Ктт=1000/1 |
B |
GSR | ||||||||
№ 25477-03 |
C |
GSR | |||||||||
Кт=0,5 |
А |
НКФ-110-57 У1 |
УСПД |
о о о о о |
активная |
реактивная |
0,8 |
2,5 | |||
о |
ТН |
Ктн=110000/^3/100/^3 |
B |
НКФ-110-57 У1 |
ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09 | ||||||
№ 14205-94 |
C |
НКФ-110-57 У1 |
1,5 |
3,6 | |||||||
Счет чик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||||||||
ольская ТЭЦ; 10 кВ; СШ 110 кВ 8; ВЛ-110кВ Гобольская» |
Kt=0,2S |
А |
GSR | ||||||||
ТТ |
Ктт=1000/1 |
B |
GSR | ||||||||
№ 25477-03 |
C |
GSR |
активная |
реактивная | |||||||
Кт=0,5 |
А |
НКФ-110-57 У1 |
о о о о о |
0,8 |
2,5 | ||||||
- |
ТН |
Ктн=110000/^3/100/^3 |
B |
НКФ-110-57 У1 |
1,5 |
3,6 | |||||
№ 14205-94 |
C |
НКФ-110-57 У1 | |||||||||
Тоб ЗРУ-1 яч. |
Счет чик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.6; ВЛ-110кВ «Бегишево» |
Кт 0,2S |
А |
GSR | ||||||||
ТТ |
Ктт=1000/1 |
B |
GSR | ||||||||
№ 25477-03 |
C |
GSR | |||||||||
Кт=0,5 |
А |
НКФ-110-57 У1 |
о о о о о |
активная |
реактивная |
0,8 |
2,5 | ||||
<м |
ТН |
Ктн=110000/^3/100/^3 |
B |
НКФ-110-57 У1 | |||||||
№ 14205-94 |
C |
НКФ-110-57 У1 |
1,5 |
3,6 | |||||||
Счетч ик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||||||||
Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.5; ВЛ-110кВ «ГПП-3» |
Кт 0,2S |
А |
GSR | ||||||||
ТТ |
Ктт=1000/1 |
B |
GSR | ||||||||
№ 25477-03 |
C |
GSR |
УСПД ЭКОМ-3000 |
реактивная | |||||||
Кт=0,5 |
А |
НКФ-110-57 У1 |
о о о о о |
активная |
0,8 |
2,5 | |||||
СП |
ТН |
Ктн=110000/^3/100/^3 |
B |
НКФ-110-57 У1 |
Рег. № СИ | ||||||
№ 14205-94 |
C |
НКФ-110-57 У1 |
17049-09 |
1,5 |
3,6 | ||||||
Счетч ик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||||||||
Тобольская ТЭЦ; ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.7; ОВ-110кВ |
Кт=0,5 |
А |
ТФНД-110М | ||||||||
ТТ |
Ктт=1500/1 |
B |
ТФНД-110М | ||||||||
№ 2793-71 |
C |
ТФНД-110М |
активная |
реактивная | |||||||
Кт=0,5 |
А |
НКФ-110-57 У1 |
о о о о МТ |
1,1 |
5,6 | ||||||
ТН |
Ктн=110000/^3/100/^3 |
B |
НКФ-110-57 У1 |
2,3 |
3,3 | ||||||
№ 14205-94 |
C |
НКФ-110-57 У1 | |||||||||
Счетч ик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||||
Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 1 СШ 10кВ; яч.6; (фидер Полимер ввод 1) КЛ-10кВ ЦРП ввод 1 |
Кт 0,2S |
А |
ТПЛ | |||||||||
ТТ |
Ктт=4000/5 |
B |
ТПЛ | |||||||||
№ 47958-11 |
C |
ТПЛ | ||||||||||
Кт=0,5 |
А |
активная |
реактивная | |||||||||
ТН |
Ктн=10000/100 |
B |
НТМИ-10-66 |
о о о о 00 |
0,8 |
2,5 | ||||||
№ 831-69 |
C |
1,6 |
2,8 | |||||||||
Счет чик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03.М | ||||||||||
Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ; яч.30 (фидер Полимер ввод 2) КЛ-10кВ ЦРП ввод 2 |
Кт 0,2S |
А |
ТПЛ | |||||||||
ТТ |
Ктт=4000/5 |
B |
ТПЛ | |||||||||
№ 47958-11 |
C |
ТПЛ |
УСПД |
реактивная | ||||||||
Кт=0,5 |
А |
ЭКОМ-3000 Рег. № СИ 17049-09 |
о о о о 00 |
активная |
0,8 |
2,5 | ||||||
ТН |
Ктн=10000/100 |
B |
НТМИ-10-66 | |||||||||
№ 831-69 |
C |
1,6 |
2,8 | |||||||||
Счет чик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03.М | ||||||||||
Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 1 СШ 10кВ; яч.4; КЛ-10кВ РП-106 ввод 1 |
Кт=0,58 |
А |
ТОЛ 10-1 | |||||||||
ТТ |
Ктт=800/5 |
B |
- | |||||||||
№ 15128-03 |
C |
ТОЛ 10-1 |
активная |
реактивная | ||||||||
Кт=0,5 |
А |
16000 |
1,1 |
5,0 | ||||||||
ТН |
Ктн= 10000/100 |
B |
НТМИ-10-66У3 |
2,3 |
3,4 | |||||||
№ 831-69 |
C | |||||||||||
Счет |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 |
СЭТ-4ТМ.03.М | ||||||||||
№ 36697-08 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ; яч.9; КЛ-10кВ РП-102 ввод 1 |
Кт=0,58 |
А |
ТОЛ 10-1 | ||||||||
ТТ |
Ктт=800/5 |
B |
- | ||||||||
№ 15128-03 |
C |
ТОЛ 10-1 |
активная |
реактивная | |||||||
Кт=0,5 |
А |
16000 |
1,1 |
5,0 | |||||||
00 |
ТН |
Ктн= 10000/100 |
B |
НТМИ-10-66У3 |
2,3 |
4,1 | |||||
№ 831-69 |
C | ||||||||||
Счет чик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||||||||
Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ; яч.19; КЛ-10кВ РП-106 ввод 2 |
Кт=0,58 |
А |
ТОЛ 10-1 | ||||||||
ТТ |
Ктт=800/5 |
B |
— | ||||||||
№ 15128-03 |
C |
ТОЛ 10-1 |
УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ |
активная |
реактивная | ||||||
О' |
Кт=0,5 |
А |
16000 |
1,1 |
5,0 | ||||||
ТН |
Ктн= 10000/100 |
B |
НТМИ-10-66У3 |
2,3 |
4,1 | ||||||
№ 831-69 |
C |
17049-09 | |||||||||
Счет чик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||||||||
Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ; яч.28; КЛ-10кВ РП-102 ввод 2 |
Кт=0,58 |
А |
ТОЛ 10-1 | ||||||||
ТТ |
Ктт=800/5 |
B |
- | ||||||||
№ 15128-03 |
C |
ТОЛ 10-1 |
активная |
реактивная | |||||||
о <м |
Кт=0,5 |
А |
16000 |
1,1 |
5,0 | ||||||
ТН |
Ктн= 10000/100 |
B |
НТМИ-10-66У3 |
2,3 |
4,1 | ||||||
№ 831-69 |
C | ||||||||||
Счет чик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ; яч.24; КЛ-10кВ РП-101 ввод 2 |
Кт=0,58 |
А |
ТОЛ 10-1 | ||||||||
ТТ |
Ктт=800/5 |
B |
- | ||||||||
№ 15128-03 |
C |
ТОЛ 10-1 |
активная |
реактивная | |||||||
Кт=0,5 |
А |
16000 |
1,1 |
5,0 | |||||||
<м |
ТН |
Ктн= 10000/100 |
B |
НТМИ-10-66У3 |
2,3 |
4,1 | |||||
№ 831-69 |
C | ||||||||||
Счет чик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||||||||
Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ; яч.3; КЛ-10кВ РП-101 ввод 1 |
Кт=0,58 |
А |
ТОЛ 10-1 | ||||||||
ТТ |
Ктт=800/5 |
B |
- | ||||||||
№ 15128-03 |
C |
ТОЛ 10-1 |
УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ |
активная |
реактивная | ||||||
<м <м |
Кт=0,5 |
А |
16000 |
1,1 |
5,0 | ||||||
ТН |
Ктн= 10000/100 |
B |
НТМИ-10-66У3 |
2,3 |
4,1 | ||||||
№ 831-69 |
C |
17049-09 | |||||||||
Счет чик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||||||||
Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ; яч.22; ТКП-1 (ШМ-1) |
Кт=0,58 |
А |
ТШЛ-10 | ||||||||
ТТ |
Ктт=2000/5 |
B |
- | ||||||||
№ 3972-03 |
C |
ТШЛ-10 |
активная |
реактивная | |||||||
Кт=0,5 |
А |
о о о о ■'Г |
1,1 |
5,0 | |||||||
(N |
ТН |
Ктн= 10000/100 |
B |
НТМИ-10-66У3 |
2,3 |
4,1 | |||||
№ 831-69 |
C | ||||||||||
Счет чик |
Кт 0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
Тобольская ТЭЦ; ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ; яч.2; ТКП-2 (ШМ-2) |
Kt=0,5S |
А |
ТШЛ-10 | |||||||
ТТ |
Ктт=2000/5 |
B |
- | |||||||
№ 3972-03 |
C |
ТШЛ-10 |
УСПД ЭКОМ-3000 Рег. № СИ |
активная реактивная | ||||||
^|-(N |
Кт=0,5 |
А |
о о о о ■'Г |
1,1 |
5,0 | |||||
ТН |
Ктн= 10000/100 |
B |
НТМИ-10-66У3 |
2,3 |
4,1 | |||||
№ 831-69 |
C |
17049-09 | ||||||||
Счет чик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 |
Примечания:
-
1. В Таблице 2 в графе 9 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±6 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (япф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 30 до плюс 30 °С;
-
2. Нормальные условия:
-
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50±0,5) Гц;
-
- параметры сети: диапазон напряжения - напряжение от 0,99-UH до 1,01-UH; ток от 1,0«н до 1,2-1н; cosj = 0,87 инд.; частота - (50±0,5) Гц;
-
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до плюс 50 °С; ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков: в части активной энергии (23±2) °С согласно ГОСТ 30206-94, в части реактивной энергии (20±2) °С согласно ГОСТ 26035-83 и (23±2) °С согласно ГОСТ 52425-2005; УСПД - от полюс 15 до плюс 25 °С;
-
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
-
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-инх до 1,1-U^; диапазон силы вторичного тока от 0,01«н1 до 1,2-1нх; диапазон коэффициента мощности cosф фпф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С;
-
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
-
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9^ин2 до 1,1/Лн2; диапазон силы вторичного тока от 0,01«н2 до 1,2^1н2; диапазон коэффициента мощности cosф фпф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
-
- относительная влажность воздуха до 90 % при температуре 30 °С;
-
- атмосферное давление от 70 до 106,7 кПа.
Для УСПД температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;
параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
-
- относительная влажность воздуха до 90 % при температуре 30°С;
-
- атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа.
-
4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.
-
5. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и компонентов АИИС КУЭ электроэнергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками приведенными в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 - не менее 90000 часов, СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140 000 часов;
-
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 24 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
-
- для счетчиков электроэнергии Тв < 2 часа;
-
- для сервера Тв < 1 час;
-
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
-
- для модема Тв < 1 час.
-
- для УСПД Тв < 24 часа Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М - 114 суток;
-
- УСПД - 45 суток
-
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений
- не менее 3,5 лет.