Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ "Иристон-1"
| Номер в ГРСИ РФ: | 36897-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Инженерный центр", г.Нижний Новгород |
Для измерений и коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. Для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке электрической энергии (мощности). Область применения: на Дзауджикауской ГЭС, Гизельдонской ГЭС, Эзминской ГЭС ОАО "ГидроОГК"-"Северо-Осетинский филиал" (Республика Северная Осетия-Алания, г.Владикавказ) и граничащих с ним по цепям электроснабжения энергосистемах, промышленных и других энергопоставляющих (энергопотребляющих) предприятиях.В 2009 г. изменено Описание типа (НТК 13 от 24.12.09 п.125) в части числа измерительных каналов.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 36897-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ "Иристон-1" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Примечание | 14.12.2012 утвержден вместо 36897-08 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 49116 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1132 п. 35 от 14.12.201213 от 24.12.09 п.12502 от 31.01.08 п.129 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Инженерный центр", г.Нижний Новгород
Россия
603157, ул.Коминтерна, д.39
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | ЭИСА.411732.056.МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 36897-12: Описание типа СИ | Скачать | 263.7 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ «Иристон-1» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), а также аппаратуру для передачи/приема данных по линиям связи; источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в который входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (ПО), каналообразующую аппаратуру, рабочие станции (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС».
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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Передача данных с ИВКЭ на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС) осуществляется следующим образом:
- с уровня ИВКЭ (Дзауджикауская ГЭС) на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС) по каналу Ethernet;
- с уровня ИВКЭ (Гизельдонская ГЭС) на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС) по основному или резервному каналам;
- с уровня ИВКЭ (Эзминская ГЭС) на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС) по основному или резервному каналам, где:
- основной канал - с уровня ИВКЭ через аппаратуру сопряжения в ЛВС станции, затем по ВЧ связи на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС);
- резервный канал — с уровня ИВКЭ через аппаратуру сопряжения в ЛВС станции, затем по спутниковой связи на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает в промышленный контроллер. В контроллере происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на контроллере, далее информация поступает на сервер, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных при помощи АРМ.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Взаимодействие АИИС КУЭ «Иристон-1» с ИАСУ КУ НП «АТС», филиалом ОАО «СОЦ-ДУ» ОДУ Юга «Северокавказское РДУ» организовано по инициативе АИИС в автоматическом режиме. Обмен данными осуществляется по трем логическим интерфейсам:
- интерфейс передачи коммерческой информации;
- интерфейс передачи технической информации;
- интерфейс технологического контроля на уровне базы данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени УСВ-1.
Сравнение шкалы времени сервера с УСВ-1 происходит не реже, чем 1 раз в сутки посредством встроенного ПО сервера ИВК. Коррекция шкалы времени сервера выполняется при расхождении шкал времени сервера ИВК и УСВ-1 более, чем на ±1 с.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера не реже одного раза в сутки, коррекция времени УСПД проводится при расхождении времени УСПД и сервера более, чем на ±1с.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД не реже одного раза в сутки, коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и УСПД более, чем на ±1с.
Нанесение заводского номера и знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0 в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. Защита измерительной информации в ПО «Пирамида 2000» обеспечивается паролями в соответствии с правами доступа, а также кодированием данных.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Пирамида 2000» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 3.0 |
|
Цифровые идентификаторы ПО для модулей: | |
|
CalcClients.dll |
e55712d0blb219065d6 3da949114dae4 |
|
CalcLeakage.dll |
bl959ff70belebl7c83f7b0f6d4al32f |
|
CalcLosses.dll |
d79874dl0fc2bl56a0fdc27elca480ac |
|
Metrology.dll |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
ParseBin.dll |
6f557f885b737261328с d77805bdlba7 |
|
ParseIEC.dll |
48e73a9283dle66494521f63d00b0d9f |
|
ParseModbus.dll |
c391d64271acf4055bb2a4d3felf8f48 |
|
ParsePiramida.dll |
ecf532935cala3fd3215049aflfd979f |
|
SynchroNSI.dll |
530d9b012 6f7cdc23ecd 814c4eb7ca09 |
|
VerifyTime.dll |
1еа5429Ь261fb0e2884f 5b356aldle75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Канал измерений |
Состав измерительного канала | |||||
|
№№ ИК |
Диспетчер ское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
УСПД/УСВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
Дзауджикауская ГЭС | ||||||
|
1 |
Г-1 6 кВ Дзауджикауская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
УСПД Сикон С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
|
В |
ТПЛ-10 | |||||
|
С |
ТПЛ-10 | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег № 71706-18 |
А |
НОЛ-СЭЩ | |||
|
В | ||||||
|
С |
НОЛ-СЭЩ | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
2 |
Г-2 6 кВ Дзауджикауская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 | |
|
В |
ТПЛ-10 | |||||
|
С |
ТПЛ-10 | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег № 71706-18 |
А |
НОЛ-СЭЩ | |||
|
В | ||||||
|
С |
НОЛ-СЭЩ | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
3 |
Г-3 6 кВ Дзауджикауская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
УСПД Сикон С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
|
В |
ТПЛ-10 | |||||
|
С |
ТПЛ-10 | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег № 71706-18 |
А |
НОЛ-СЭЩ | |||
|
В | ||||||
|
С |
НОЛ-СЭЩ | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
4 |
ВЛ-32 110 кВ Дзауджикауская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5S 200/1 Рег № 32123-06 |
А |
ТВ | |
|
В |
ТВ | |||||
|
С |
ТВ | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег № 1188-84 |
А |
НКФ110-83У1 | |||
|
В |
НКФ110-83У1 | |||||
|
С |
НКФ110-83У1 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
5 |
ВЛ-8 110 кВ Дзауджикауская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5S 200/1 Рег № 32123-06 |
А |
ТВ | |
|
В |
ТВ | |||||
|
С |
ТВ | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег № 1188-84 |
А |
НКФ110-83У1 | |||
|
В |
НКФ110-83У1 | |||||
|
С |
НКФ110-83У1 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
00 |
О |
о |
1—к | |||||||||||||||||||||||||
|
Л-30 6 кВ Дзауджикауская ГЭС |
Л-Б-1 6 кВ Дзауджикауская ГЭС |
В Л-461 35 кВ Дзауджикауская ГЭС |
В Л-439 35 кВ Дзауджикауская ГЭС |
IO | ||||||||||||||||||||||||
|
Счетчик |
TH |
тт |
Счетчик |
TH |
тт |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||||||||
|
Кл.т 0,5S/l,0 Per № 27524-04 |
Кл.т. 0,2 6000/100 Рег№ 11094-87 |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег№ 1276-59 |
Кл.т 0,5S/l,0 Per № 27524-04 |
Кл.т. 0,2 6000/100 Рег№ 11094-87 |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег№ 1276-59 |
Кл.т 0,5S/l,0 Per № 27524-04 |
Кл.т. 0,5 35000Л/3/100А/3 Per №912-70 |
Кл.т. 0,5S 300/5 Рег№ 17552-06 |
Кл.т 0,5S/l,0 Per № 27524-04 |
Кл.т. 0,5 35000Л/3/100А/3 Per №912-70 |
Кл.т. 0,5S 300/5 Рег№ 17552-06 | |||||||||||||||||
|
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
-U |
|
НАМИ-10 |
ТПЛ-10 |
01-LTIL |
НАМИ-10 |
01-LTIL |
01-LTIL |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
ТФМ-35-П |
ТФМ-35-П |
ТФМ-35-П |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
3HOM-35-65 |
ТФМ-35-П |
ТФМ-35-П |
ТФМ-35-П | |||||||||||
|
УСПД Сикон С70 Per. № 28822-05 УСВ-1 Per. №28716-05 |
С/1 | |||||||||||||||||||||||||||
Продолжение таблицы 2
w о о
о
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
10 |
Л-20 6 кВ Дзауджикауская ГЭС |
н н |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
УСПД Сикон С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
|
В | ||||||
|
С |
ТПЛ-10 | |||||
|
К н |
Кл.т. 0,2 6000/100 Рег № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | |||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
11 |
Л-ГУ 6 кВ Дзауджикауская ГЭС |
н н |
Кл.т. 0,5 300/5 Рег № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 | |
|
В | ||||||
|
С |
ТПЛ-10 | |||||
|
К н |
Кл.т. 0,2 6000/100 Рег № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | |||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
12 |
Л-38 6 кВ Дзауджикауская ГЭС |
н н |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 | |
|
В | ||||||
|
С |
ТПЛ-10 | |||||
|
К н |
Кл.т. 0,2 6000/100 Рег № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | |||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
13 |
Л-40 6 кВ Дзауджикауская ГЭС |
н н |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 | |
|
В | ||||||
|
С |
ТПЛ-10 | |||||
|
К н |
Кл.т. 0,2 6000/100 Рег № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | |||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
14 |
Л-Б-2 6 кВ Дзауджикауская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
УСПД Сикон С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
|
В | ||||||
|
С |
ТПЛ-10 | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,2 6000/100 Рег № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | |||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
15 |
Т-200 0,4 кВ Дзауджикауская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5S 300/5 Рег № 22656-02 |
А |
Т-0,66 | |
|
В |
Т-0,66 | |||||
|
С |
Т-0,66 | |||||
|
ТН |
- |
- | ||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 | ||||
|
АИИС КУЭ «Иристон-1» Гизельдонская ГЭС | ||||||
|
16 |
Г-1 6 кВ Г изельдонская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег № 1261-02 |
А |
ТПОЛ 10 |
УСПД Сикон С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
|
В |
ТПОЛ 10 | |||||
|
С |
ТПОЛ 10 | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 6600/^3/100/^3 Рег № 47583-11 |
А |
ЗНОЛП-ЭК-10 | |||
|
В |
ЗНОЛП-ЭК-10 | |||||
|
С |
ЗНОЛП-ЭК-10 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
17 |
Г-2 6 кВ Г изельдонская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег № 1261-02 |
А |
ТПОЛ 10 |
УСПД Сикон С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
|
В |
ТПОЛ 10 | |||||
|
С |
ТПОЛ 10 | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 6600/^3/100/^3 Рег № 47583-11 |
А |
ЗНОЛП-ЭК-10 | |||
|
В |
ЗНОЛП-ЭК-10 | |||||
|
С |
ЗНОЛП-ЭК-10 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
18 |
Г-3 6 кВ Г изельдонская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег № 1261-02 |
А |
ТПОЛ 10 | |
|
В |
ТПОЛ 10 | |||||
|
С |
ТПОЛ 10 | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 6600/^3/100/^3 Рег № 47583-11 |
А |
ЗНОЛП-ЭК-10 | |||
|
В |
ЗНОЛП-ЭК-10 | |||||
|
С |
ЗНОЛП-ЭК-10 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
19 |
Ф-2 6 кВ Г изельдонская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5 150/5 Рег № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 | |
|
В |
ТЛМ-10 | |||||
|
С |
- | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,2 6000/100 Рег № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | |||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
20 |
Ф-3 6 кВ Г изельдонская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5 150/5 Рег № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 | |
|
В |
- | |||||
|
С |
ТЛМ-10 | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,2 6000/100 Рег № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | |||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
21 |
Ф-4 6 кВ Г изельдонская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5S 150/5 Рег № 2473-05 |
А |
ТЛМ-10 |
УСПД Сикон С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
|
Кл.т. 0,5 150/5 Рег № 2473-69 |
В |
ТЛМ-10 | ||||
|
- |
С | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,2 6000/100 Рег № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 | |||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
22 |
ВЛ-16 110 кВ Г изельдонская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5S 300/1 Рег № 32123-06 |
А |
ТВ | |
|
В |
ТВ | |||||
|
С |
ТВ | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег № 14205-94 |
А |
НКФ-110-57 У1 | |||
|
В |
НКФ-110-57 У1 | |||||
|
С |
НКФ-110-57 У1 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
23 |
ВЛ-1 110 кВ Гизельдонская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5S 200/1 Рег № 32123-06 |
А |
ТВ | |
|
В |
ТВ | |||||
|
С |
ТВ | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег № 14205-94 |
А |
НКФ-110-57 У1 | |||
|
В |
НКФ-110-57 У1 | |||||
|
С |
НКФ-110-57 У1 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
АИИС КУЭ «Иристон-1» Эзминская ГЭС |
УСПД Сикон С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05 | |||||
|
24 |
Г-1 10 кВ Эзминская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5 1500/5 Рег № 11077-03 |
А |
ТЛШ-10 | |
|
В |
ТЛШ-10 | |||||
|
С |
ТЛШ-10 | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 10000/100 Рег № 363-49 |
А |
НОМ-10 | |||
|
В |
- | |||||
|
С |
НОМ-10 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
25 |
Г-2 10 кВ Эзминская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5 1500/5 Рег № 518-50 |
А |
ТПОФ | |
|
В |
ТПОФ | |||||
|
С |
ТПОФ | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 10000/100 Рег № 363-49 |
А |
НОМ-10 | |||
|
В |
- | |||||
|
С |
НОМ-10 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
26 |
Г-3 10 кВ Эзминская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5 1500/5 Рег № 518-50 |
А |
ТПОФ | |
|
В |
ТПОФ | |||||
|
С |
ТПОФ | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 10000/100 Рег № 363-49 |
А |
НОМ-10 | |||
|
В |
- | |||||
|
С |
НОМ-10 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
о |
10 |
ю 00 |
10 |
1—к | ||||||||||||||||||||||||
|
Фидер № 1 10 кВ Эзминская ГЭС |
ВЛ-25 110 кВ Эзминская ГЭС |
ВЛ-8 110 кВ Эзмингская ГЭС |
ВЛ-31 110 кВ Эзминская ГЭС |
10 | ||||||||||||||||||||||||
|
Счетчи к |
TH |
тт |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
Счетчик |
TH |
ТТ |
иэ | ||||||||||||||||
|
Кл.т 0,5S/l,0 Per № 27524-04 |
Кл.т. 0,5 10000/100 Per №70324-18 |
Кл.т. 0,5 400/5 Рег№ 1276-59 |
Кл.т 0,5S/l,0 Per № 27524-04 |
Кл.т. 0,5 пооооа/з/юоа/з Рег№ 14205-94 |
Кл.т. 0,5S 300/1 Per №32123-06 |
Кл.т 0,5S/l,0 Per № 27524-04 |
Кл.т. 0,5 пооооа/злооа/з Рег№ 14205-94 |
Кл.т. 0,5S 500/1 Per №32123-06 |
Кл.т 0,5S/l,0 Per № 27524-04 |
Кл.т. 0,5 пооооа/злооа/з Рег№ 14205-94 |
Кл.т. 0,5S 500/1 Per №32123-06 | |||||||||||||||||
|
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
W |
> |
О |
W |
> |
-U |
|
НАМИТ |
ТПЛ-10 |
1 |
ТПЛ-10 |
НКФ-110-57 У1 |
НКФ-110-57 У1 |
НКФ-110-57 У1 |
н W |
н W |
н W |
НКФ-110-57 У1 |
НКФ-110-57 У1 |
НКФ-110-57 У1 |
н W |
н W |
н W |
НКФ-110-57 У1 |
НКФ-110-57 У1 |
НКФ-110-57 У1 |
н W |
н W |
н W | |||||||
|
УСПД Сикон С70 Per. № 28822-05 УСВ-1 Per. №28716-05 |
С/1 | |||||||||||||||||||||||||||
Продолжение таблицы 2
IO
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
|
31 |
Фидер № 2 10 кВ Эзминская ГЭС |
II |
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег № 1261-59 |
А |
ТПОЛ 10 |
УСПД Сикон С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
|
В |
ТПОЛ-10 | |||||
|
С |
ТПОЛ 10 | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 10000/100 Рег № 16687-02 |
А |
НАМИТ-10 | |||
|
В | ||||||
|
С | ||||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
|
32 |
ВЛ-110 кВ «Дарьяли» |
II |
Кл.т. 0,5 150/5 Рег № 2793-71 |
А |
ТФНД-110М | |
|
В |
ТФНД-110М | |||||
|
С |
ТФНД-110М | |||||
|
ТН |
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег № 14205-94 |
А |
НКФ-110-57 У1 | |||
|
В |
НКФ-110-57 У1 | |||||
|
С |
НКФ-110-57 У1 | |||||
|
Счетчик |
Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||
Примечания
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1-3, 2426, 30-32 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,9 4,0 |
± 5 |
|
4-7, 16 18, 22, 23, 27-29 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,3 5,4 |
|
8-14, 19, 20, 21 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,8 4,0 | |
|
15 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,2 5,4 | |
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 40°С. | ||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды, °С |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности, cos9 температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для УСВ-1 магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +40 от -40 до +60 от -10 до +50 от -10 до +50 0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки до отказа, ч, - среднее время восстановления работоспособности, ч, УСВ-1: - средняя наработка на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, не более, ч УСПД Сикон С70: - средняя наработка на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, не более, ч ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
90000 2 35000 24 70000 24 0,99 1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по двум каналам связи;
Журналы событий счетчиков электроэнергии фиксируют время и даты наступления событий:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
Журнал событий ИВК фиксирует:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величину синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;
- испытательной коробки;
- УСПД, УССВ;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
25 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ |
21 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФМ-35-II |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
9 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОФ |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-110М |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НОЛ-СЭЩ |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ110-83У1 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
9 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
9 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НОМ-10 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ |
1 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 шт. |
|
Счетчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03 |
32 шт. |
|
УСПД |
Сикон С70 |
3 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭИСА.411732.056.ПС |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ «Иристон-1», аттестованном ФГБУ «ВНИИМС», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311787.
Нормативные документы
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
