Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО "ТГК-6" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО "ТГК-6" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 58348-14 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 001. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Инфинити", г.Нижний Новгород.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО "ТГК-6" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО "ТГК-6" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
58348-14
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО "ТГК-6"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Инфинити", г.Нижний Новгород
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 001
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО «ТГК-6» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС КУЭ, построенная на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии "АльфаЦЕНТР" (Госреестр № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: 1-й уровень – информационно-измерительный комплекс точки учета (далее по тексту – ИВК ТУ), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту – Сч. или счетчики) и вторичные измерительные цепи. 2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановок (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту – УСПД) RTU-327 (Госреестр № 41907-09), устройство синхронизации системного времени (далее по тексту – УССВ) УССВ - 16HVS, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (далее по тексту – АРМ) оператора ИВКЭ. 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) HP ProLiant DL380R07 (заводской номер CZ2110076V) с установленным серверным программным обеспечением (далее по тексту – ПО) "АльфаЦЕНТР", а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение. Устройства 3-го уровня АИИС КУЭ установлены в Центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АИИС КУЭ ОАО «ТГК-6». Вспомогательное оборудование – автоматизированное рабочее место оператора (далее по тексту – АРМ) с установленным клиентским ПО "АльфаЦЕНТР", монитор, комплект устройств интерактивного ввода-вывода. С помощью WEB интерфейса архитектуры Ethernet и сетевого оборудования сервер ИВК, АРМ оператора АИИС и УСПД уровня ИВКЭ включены в локальную вычислительную сеть (ЛВС) ОАО «ТГК-6». АИИС КУЭ решает следующие задачи: измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин); хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа; передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии; обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.); диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ); передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК. Принцип действия: Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию часов устройств АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Сигналы точного времени формируются источником точного времени – GPS-приемником, присоединенным к УСПД. Коррекция отклонений встроенных часов счетчика и сервера осуществляется при помощи синхронизации часов устройств с единым временем, поддерживаемым часами УСПД. Сличение часов счетчика и сервера с временем часов УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более ± 1,0 с. Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика, УСПД, сервера. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечениеВ состав программного обеспечения АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР» и программное обеспечение MS Windows Server 2008 (MS Windows Server 2008 R2 Standard ), СУБД (Oracle 11). Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1. Таблица 1 – Метрологически значимые модули ПО
Идентификационное наименование программного обеспеченияНомер версии (идентификационный номер) программного обеспечения Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Идентификационное наименование файла программного обеспеченияАлгоритм вычисления цифрового идентификато ра программного обеспечения
12345
«Альфа-ЦЕНТР», разработчик ООО «Эльстер-Метроника», г. Москва11.07.01.010e90d5de7590bbd89594906c8df82ac2ifrun60.EXEMD5
Программный модуль УСВ1.0.1.0676a02084cfdc8ac2159fc500afe29e1GPSReader.exe
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения. Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов. ПО не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО "ТГК-6". Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 32862010.
Метрологические и технические характеристикиСостав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО "ТГК-6" в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3. Таблица 2 - Состав первого уровня ИИК АИИС КУЭ
№ ИИКНаименование ИИКСостав 1-2 го уровня ИИК 
123456
1.1Новогорьковская ТЭЦ,ЗРУ-110, яч.4, ВЛ-119ТОГ-110кл.т 0,2SКтт = 600/5Зав. № 31Д10; 41Д4; 77Д6Госреестр № 49001-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 9320; 9321; 9322(Зав. № 9323; 9324; 9325)Госреестр № 24218-13EA05RAL-P3B-4кл.т 0,5S/1,0Зав. № 01133787Госреестр № 16666-07RTU-327 Зав. № 006178 Госреестр № 41907-09
1.2Новогорьковская ТЭЦ,ЗРУ-110, яч.8, ВЛ-135ТОГ-110кл.т 0,2SКтт = 600/5Зав. № 53Д6; 55Д5; 58Д7Госреестр № 49001-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 9323; 9324; 9325(Зав. № 9320; 9321; 9322)Госреестр № 24218-13EA05RAL-P3B-4кл.т 0,5S/1,0Зав. № 01133807Госреестр № 16666-07
1.3Новогорьковская ТЭЦ,ЗРУ-110, яч.12, ВЛ «ТЭЦ Пропилен»GSRкл.т 0,5SКтт = 600/5Зав. № 07-021478; 07-021490; 07-021475Госреестр № 25477-03НКФ-110кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 2461; 1907; 2317Госреестр № 26452-04(НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 9323; 9324; 9325Госреестр № 24218-13)EA05RL-P3B-4кл.т 0,5S/1,0Зав. № 01132405Госреестр № 16666-07
1.4Новогорьковская ТЭЦ,ЗРУ-110, яч.14, ВЛ-114ТРГ-110 II*кл.т 0,2Ктт = 600/5Зав. № 2087; 2086; 2088Госреестр № 26813-06НКФ-110кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 2461; 1907; 2317Госреестр № 26452-04(НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 9323; 9324; 9325Госреестр № 24218-13)EA05RAL-P3B-4кл.т 0,5S/1,0Зав. № 01133837Госреестр № 16666-07
1.5Новогорьковская ТЭЦ,ЗРУ-110, яч.17, ВЛ «ТЭЦ Кудьма»ТРГ-110 II*кл.т 0,2Ктт = 600/5Зав. № 2080; 2081; 2082Госреестр № 26813-06НКФ-110кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 2461; 1907; 2317Госреестр № 26452-04(НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 9323; 9324; 9325Госреестр № 24218-13)EA05RAL-P3B-4кл.т 0,5S/1,0Зав. № 01133873Госреестр № 16666-07
1.6Новогорьковская ТЭЦ,ЗРУ-110, яч.22, ВЛ «БВК»GSRкл.т 0,5SКтт = 600/5Зав. № 07-021476; 07-021479; 07-021488Госреестр № 25477-03НКФ-110кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 2461; 1907; 2317Госреестр № 26452-04(НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 9323; 9324; 9325Госреестр № 24218-13)EA05RL-P1B-4кл.т 0,5S/1,0Зав. № 01133890Госреестр № 16666-07
1.9Новогорьковская ТЭЦ,ГРУ-6 кВ, 3ШТПОЛ35кл.т 0,5Ктт = 1000/5Зав. № 1367; 1185Госреестр № 5717-76НТМИ-6кл.т 0,5Ктн = 6000/100Зав. № 919Госреестр № 380-49A1802-RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01266180Госреестр № 31857-11
1.11Новогорьковская ТЭЦ,ГРУ-6 кВ, 12ШТЛП-10-3кл.т 0,5SКтт = 600/5Зав. № 4054; 4068Госреестр № 30709-06НТМИ-6кл.т 0,5Ктн = 6000/100Зав. № 919Госреестр № 380-49A1802-RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01272051Госреестр № 31857-11
Продолжение таблицы 2
123456
1.12Новогорьковская ТЭЦ,ГРУ-6 кВ, 19ШТПОФ10кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 110061; 110035Госреестр № 518-50НТМИ-6кл.т 0,5Ктн = 6000/100Зав. № 2487Госреестр № 380-49A1802-RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01266181Госреестр № 31857-11RTU-327 Зав. № 006178 Госреестр № 41907-09
1.17Новогорьковская ТЭЦ,ГРУ-6 кВ, 41ШТЛМ-10кл.т 0,5Ктт = 150/5Зав. № 6341; 0199Госреестр № 2473-05НТМИ-6кл.т 0,5Ктн = 6000/100Зав. № 1700Госреестр № 380-49A1802-RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01270064Госреестр № 31857-11
1.18Новогорьковская ТЭЦ,ЗРУ-110, яч.23, КВЛ 110 ТЭЦ - Кудьма 2ТАТкл.т 0,2SКтт = 1200/5Зав. № GD13/632P109402; GD13/632P109405; GD13/632P109403Госреестр № 29838-11OTEFкл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 2013/142692003001; 2013/142692003003; 2013/142692003002Госреестр № 29686-05(НКФ-110кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 2461; 1907; 2317Госреестр № 26452-04)A1802-RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01270061Госреестр № 31857-11
1.19Новогорьковская ТЭЦ,ЗРУ-110, яч.24, ВЛ 110 ТЭЦ - Кудьма 3ТАТкл.т 0,2SКтт = 1200/5Зав. № GD13/632P109404; GD13/632P109401; GD13/632P109406Госреестр № 29838-11OTEFкл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 2013/142692003001; 2013/142692003003; 2013/142692003002Госреестр № 29686-05(НКФ-110кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 2461; 1907; 2317Госреестр № 26452-04)A1802-RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01270052Госреестр № 31857-11
1.51Новогорьковская ТЭЦ,ЗРУ-110, яч.2, ШОВ-1GSRкл.т 0,5SКтт = 600/5Зав. № 07-021466; 07-021468; 07-021465Госреестр № 25477-03НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 9320; 9321; 9322(Зав. № 9323; 9324; 9325)Госреестр № 24218-13EA05RAL-P3B-4кл.т 0,5S/1,0Зав. № 01133783Госреестр № 16666-07
1.52Новогорьковская ТЭЦ,ЗРУ-110, яч.18, ШОВ-2GSRкл.т 0,5SКтт = 600/5Зав. № 07-021467; 07-021470; 07-021469Госреестр № 25477-03НКФ-110кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 2461; 1907; 2317Госреестр № 26452-04(НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 9323; 9324; 9325Госреестр № 24218-13)EA05RAL-P3B-4кл.т 0,5S/1,0Зав. № 01133795Госреестр № 16666-07
2.1Новогорьковская ТЭЦ,КРУЭ-35 кВ, 1С-35, яч. 6 ввод с «7Т»4MC7кл.т 0,2SКтт = 2000/5Зав. № 09/30571680; 09/30571679; 09/30571678Госреестр № 35056-074МТ12-40,5кл.т 0,5Ктн = (35000/√3)/(100/√3)Зав. № 09/30573030; 09/30573031; 09/30572032Госреестр № 35057-07А1802RALQ-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 1197091Госреестр № 31857-11
Продолжение таблицы 2
123456
2.2Новогорьковская ТЭЦ,КРУЭ-35 кВ, 1С-35, яч. 11 ввод с «1Т»4MC7кл.т 0,2SКтт = 1250/5Зав. № 09/30578132; 09/30578128; 09/30578131Госреестр № 35056-074МТ12-40,5кл.т 0,5Ктн = (35000/√3)/(100/√3)Зав. № 09/30573030; 09/30573031; 09/30572032Госреестр № 35057-07А1802RALQ-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 1197092Госреестр № 31857-11RTU-327 Зав. № 006178 Госреестр № 41907-09
2.3Новогорьковская ТЭЦ,КРУЭ-35 кВ, 2С-35, яч. 14 ввод с «2Т»4MC7кл.т 0,2SКтт = 1250/5Зав. № 09/30578133; 09/30578129; 09/30578130Госреестр № 35056-074МТ12-40,5кл.т 0,5Ктн = (35000/√3)/(100/√3)Зав. № 09/30573027; 09/30573028; 09/30573029Госреестр № 35057-07А1802RALQ-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 1197093Госреестр № 31857-11
2.4Новогорьковская ТЭЦ,КРУЭ-35 кВ, 2С-35, яч. 19 ввод с «6Т»4MC7кл.т 0,2SКтт = 2000/5Зав. № 09/30571682; 09/30571681; 09/30571683Госреестр № 35056-074МТ12-40,5кл.т 0,5Ктн = (35000/√3)/(100/√3)Зав. № 09/30573027; 09/30573028; 09/30573029Госреестр № 35057-07А1802RALQ-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 1197090Госреестр № 31857-11
2.5Новогорьковская ТЭЦ,ГРУ-6 кВ, 1С-6, фидер «2Ш»ТПОЛ20кл.т 0,5Ктт = 1000/5Зав. № 1204; 1218Госреестр № 5716-91НТМИ-6кл.т 0,5Ктн = 6000/100Зав. № 919Госреестр № 380-49A2R-3-ОL-C25-T+кл.т 0,5S/1,0Зав. № 1051456Госреестр № 14555-02
2.6Новогорьковская ТЭЦ,ГРУ-6 кВ, 2С-6, фидер «27Ш»ТПОЛ20кл.т 0,5Ктт = 1000/5Зав. № 1187; 1219Госреестр № 5716-91НТМИ-6кл.т 0,5Ктн = 6000/100Зав. № 2487Госреестр № 380-49A2R-3-ОL-C25-T+кл.т 0,5S/1,0Зав. № 1051455Госреестр № 14555-02
2.7Новогорьковская ТЭЦ,ГРУ-6 кВ, 3С-6, фидер «38Ш»ТПОФ10кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 120316; 120218Госреестр № 518-50НТМИ-6кл.т 0,5Ктн = 6000/100Зав. № 1700Госреестр № 380-49A2R-3-ОL-C25-T+кл.т 0,5S/1,0Зав. № 1051465Госреестр № 14555-02
2.8Новогорьковская ТЭЦ,РУ-0,4 кВ ГЩУ панель № 5Т-0,66 М У3кл.т 0,5SКтт = 300/5Зав. № 116472; 116442; 116441Госреестр № 36382-07-А1805RLQ-P4GB-DW-4кл.т 0,5S/1,0Зав. № 1204734Госреестр № 31857-11
2.9Новогорьковская ТЭЦ,РУ-0,4 кВ ГЩУ панель № 13Т-0,66 М У3кл.т 0,5SКтт = 300/5Зав. № 047856; 047857; 116473Госреестр № 36382-07-А1805RLQ-P4GB-DW-4кл.т 0,5S/1,0Зав. № 1204735Госреестр № 31857-11
Продолжение таблицы 2
123456
3.15Новогорьковская ТЭЦ,ГРУ-6 кВ, 36ШТПОФ10кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 120515; 120038Госреестр № 518-50НТМИ-6кл.т 0,5Ктн = 6000/100Зав. № 1700Госреестр № 380-49A1802-RALQ-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01266182Госреестр № 31857-11RTU-327 Зав. № 006178 Госреестр № 41907-09
3.21Новогорьковская ТЭЦ,РУ-220 кВ, яч.7, ВЛ 220 кВ Нижегородская - Новогорьковская ТЭЦCTSGкл.т 0,2SКтт = 1000/1Зав. № B105-CT/022/AD31; B105-CT/024/AD31; B105-CT/023/AD31Госреестр № 30091-05UDP 245кл.т 0,2Ктн = (220000/√3)/(100/√3)Зав. № B105-VT/004/AD31; B105-VT/005/AD31; B105-VT/009/AD31Госреестр № 31802-06A1802-RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01270086Госреестр № 31857-11
3.22Новогорьковская ТЭЦ,РУ-220 кВ, яч.4, ВЛ 220 кВ Зелецино - Новогорьковская ТЭЦCTSGкл.т 0,2SКтт = 1000/1Зав. № B105-CT/019/AD31; B105-CT/020/AD31; B105-CT/021/AD31Госреестр № 30091-05UDP 245кл.т 0,2Ктн = (220000/√3)/(100/√3)Зав. № B105-VT/001/AD31; B105-VT/002/AD31; B105-VT/003/AD31Госреестр № 31802-06A1802-RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01270087Госреестр № 31857-11
1Новогорьковская ТЭЦ,Г-1RING-COREкл.т 0,2SКтт = 10000/1Зав. № 1000492381; 1000492382; 1000492383Госреестр № 44216-10UKM 24/3кл.т 0,2Ктн = (15000/√3)/(100/√3)Зав. № 470020110; 470020111; 470020112Госреестр № 44598-10A1802RLXQ-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01270090Госреестр № 31857-11
2Новогорьковская ТЭЦ,Г-2RING-COREкл.т 0,2SКтт = 10000/1Зав. № 1000492378; 1000492379; 1000492380Госреестр № 44216-10UKM 24/3кл.т 0,2Ктн = (15000/√3)/(100/√3)Зав. № 470020101; 470020108; 470020109Госреестр № 44598-10A1802RLXQ-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01270091Госреестр № 31857-11
3Новогорьковская ТЭЦ,Генератор 6ТШВ15кл.т 0,5Ктт = 6000/5Зав. № 298; 164; 151Госреестр № 5718-76ЗНОМ-15-63кл.т 0,5Ктн = (10000/√3)/(100/√3)Зав. № 60704; 60698; 60703Госреестр № 1593-70A1802RALQ-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01250603Госреестр № 31857-11
5Новогорьковская ТЭЦ,Генератор 8ТШ 20кл.т 0,2Ктт = 8000/5Зав. № 622; 616; 589Госреестр № 8771-00ЗНОМ-20-63кл.т 0,5Ктн = (18000/√3)/(100/√3)Зав. № 57930; 57928; 57717Госреестр № 51674-12A1802RALQ-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01250602Госреестр № 31857-11
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
123456
1, 2, 1.18, 1.19, 3.21, 3.22(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)1,0±1,2±0,8±0,7±0,7
3, 1.9, 1.12, 3.15, 1.17(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)1,0-±1,9±1,2±1,0
1.51, 1.52, 1.3, 1.6(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)1,0±2,4±1,7±1,5±1,5
1.1, 1.2(Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)1,0±2,0±1,5±1,5±1,5
2.1, 2.2, 2.3, 2.4(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)1,0±1,3±1,0±0,9±0,9
1.4, 1.5(Сч. 0,5S; ТТ 0,2; ТН 0,5)1,0-±1,7±1,5±1,5
2.5, 2.6, 2.7(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)1,0-±2,2±1,7±1,5
Продолжение таблицы 3
123456
2.8, 2.9(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S)1,0±2,3±1,5±1,4±1,4
1.11(Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)1,0±1,9±1,2±1,0±1,0
5(Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5)1,0-±1,2±1,0±0,9
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
1, 2, 1.18, 1.19, 3.21, 3.22(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)0,9±2,3±1,3±1,0±1,0
3, 1.9, 1.12, 3.15, 1.17(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)0,9-±6,3±3,4±2,5
1.51, 1.52, 1.3, 1.6(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)0,9±7,4±5,2±4,6±4,2
1.1, 1.2(Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5)0,9±4,7±4,3±4,2±3,8
2.1, 2.2, 2.3, 2.4(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)0,9±2,6±1,8±1,6±1,6
Продолжение таблицы 3
123456
1.4, 1.5(Сч. 1,0; ТТ 0,2; ТН 0,5)0,9-±4,7±4,3±3,8
2.5, 2.6, 2.7(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)0,9-±7,4±5,2±4,2
2.8, 2.9(Сч. 1,0; ТТ 0,5S)0,9±7,3±5,0±4,4±4,0
1.11(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)0,9±6,3±3,4±2,5±2,5
5(Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5)0,9-±2,6±1,8±1,6
Примечания: Погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(<1,0 нормируется от I2%. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.). Нормальные условия эксплуатации : Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн; диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до 1,2∙Iн; температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчиков -от 18 ˚С до 25 ˚С; УСПД - от 10 ˚С до 30 ˚С; ИВК - от 10 ˚С до 30 ˚С; частота - (50 ( 0,15) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл. Рабочие условия эксплуатации: Для ТТ и ТН: параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01∙Iн1 до 1,2∙Iн1; частота - (50 ( 0,4) Гц; температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С. Для счетчиков электроэнергии: параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙Uн2 до 1,1∙Uн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01∙Iн2 до 1,2∙Iн2; частота - (50 ( 0,4) Гц; температура окружающего воздуха - от 10 ˚С до 30 ˚С; магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 – активная, реактивная. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных 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; счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов; счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА – среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов; УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 250000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час. Надежность системных решений: резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР; резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи; в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты: параметрирования; пропадания напряжения; коррекция шкалы времени. Защищенность применяемых компонентов: наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД. наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках; пароль на УСПД; пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей. Возможность коррекции шкалы времени в: счетчиках (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована); ИВК (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: счетчики электроэнергии Альфа А1800, ЕвроАЛЬФА – до 30 лет при отсутствии питания; УСПД – хранение данных при отключении питания – не менее 5 лет; ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений – не менее 5 лет.
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4 Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование СИТипКол-во, шт.
123
1. Трансформатор токаТОГ-1106
2. Трансформатор токаGSR12
3. Трансформатор токаТРГ-110 II*6
4. Трансформатор токаТПОЛ352
5. Трансформатор токаТЛП-10-32
6. Трансформатор токаТПОФ106
7. Трансформатор токаТЛМ-102
8. Трансформатор токаТАТ6
9. Трансформатор тока4MC712
10. Трансформатор токаТПОЛ204
11. Трансформатор токаТ-0,66 М У36
12. Трансформатор токаCTSG6
13. Трансформатор токаRING-CORE6
14. Трансформатор токаТШВ153
15. Трансформатор токаТШ 203
16. Трансформатор напряженияНАМИ-110 УХЛ16
17. Трансформатор напряженияНКФ-1103
18. Трансформатор напряженияНТМИ-63
19. Трансформатор напряженияOTEF3
20. Трансформатор напряжения4МТ12-40,56
21. Трансформатор напряженияUDP 2456
22. Трансформатор напряженияUKM 24/36
Продолжение таблицы 4 1 2 3 23. Трансформатор напряжения ЗНОМ-15-63 3 24. Трансформатор напряжения ЗНОМ-20-63 3 25. Счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАльфа 8 26. Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 19 27. Счетчики электроэнергии многофункциональные АЛЬФА 3 28 УСПД RTU-327 1 29 Устройств синхронизации времени УССВ - 16HVS 1 30 Сервер ИВК HP ProLiant DL380R07 1 31 ПО (комплект) АльфаЦЕНТР 1 32 Методика поверки МП 1893/550-2014 1 33 Паспорт-формуляр АУВГ.420085.001 ФО 1
Поверкаосуществляется по документу МП 1893/550-2014 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО «ТГК-6» . Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" в июле 2014 г. Основные средства поверки: для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки"; для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя"; для счетчиков электроэнергии Альфа А1800 – в соответствии с документом « Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2012 г.; для счетчиков электроэнергии АЛЬФА – в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», согласованным ВНИИМ им. Д.И.Менделева в 2001 г.; для счетчиков электроэнергии ЕвроАльфа– в соответствии с документом « Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные "ЕвроАЛЬФА". Методика поверки» ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2012 г.; для УСПД (RTU-327) – по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009г.; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04; переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО «ТГК-6» ГОСТ 22261-94 с изм. "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия". ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания". ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения". Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений - при осуществлении торговли.
ЗаявительООО «Инфинити» Юридический адрес: 603146, г. Нижний Новгород, ул. Эльтонская, дом 1а. Тел.: +7 (495) 777-47-42
Испытательный центрГосударственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва») 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31 Тел. (495) 544-00-00; http://www.rostest.ru Аттестат аккредитации по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 г.