| Номер в госреестре | 71413-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1) |
| Изготовитель | Филиал ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1), г.Нижнекамск |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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 | |||
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 |
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. |
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 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 |
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.
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.
| Зарегистрировано поверок | 10 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
