Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1" каскад Туломских ГЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 48557-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Эльстер Метроника", г.Москва |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 48557-12 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1" каскад Туломских ГЭС | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 8e2d5553-33c1-607c-b3b2-8c8d11f99b42 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
| Год регистрации | 2012 | ||||||
| Общие данные | |
|---|---|
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Примечание | 30.07.2012 утвержден вместо 48557-11 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 47597 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 546 п. 18 от 30.07.2012Приказ 6379 от 15.12.11 п.81 |
Производитель / Заявитель
ООО "Эльстер Метроника", РОССИЯ, г.Москва
Россия
111141, 1-й пр-д Перова Поля, д.9, стр.3, Тел./факс. (495) 730-02-85/ 730-02-81; 111250, ул.Красноказарменная, д.12/45; тел. (495) 956-05-43, факс 956-05-42, Тел./факс 956-25-11/956-25-10, www.elster.ru; www.izmerenie.ru, E-mail: metronica@ru.elster.com
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | ДЯИМ.21168598.422231.299.МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Актуальность информации | 10.05.2026 |
Поверители
Скачать
|
48557-12: Описание типа
2020-48557-12.pdf
|
Скачать | 170.4 КБ | |
|
48557-12: Методика поверки
2020-mp48557-12.pdf
|
Скачать | 4.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени автоматизированного сбора, хранения и отображения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя 2 устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-300 установленные на Верхне-Туломской ГЭС (ГЭС-12) и Нижне-Туломской ГЭС (ГЭС-13) и каналообразующую аппаратуру.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (БД) в среде Windows Server 2012 R2 Standard 64 bit на базе VMWare Virtual Platform и шасси HP, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), блок коррекции времени ЭНКС-2, преобразователь MOXA NPort 5410 с подключенными GSM-модемами, позволяющими серверу вести опрос по резервному каналу, программное обеспечение (ПО).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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 1 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 1 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
Обмен информацией между УСПД и сервером возможен по основному и резервным каналам связи.
При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков, возможно проводить в ручном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.
Сервер сбора данных ИВК АИИС КУЭ, установленный в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) филиала «Кольский» ПАО «ТГК-1», при помощи программного обеспечения (ПО) «АльфаЦентр», автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает УСПД и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого измерительного канала (ИК), осуществляет обработку измерительной информации (вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН). На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML). Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от АРМ АИИС КУЭ, через сеть Интернет в виде вложений электронной почты.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя источник сигналов точного времени ЭНКС-2, часы УСПД, сервера и счетчиков. Сличение времени сервера со временем ЭНКС-2, осуществляется при каждом сеансе связи. Коррекция времени в сервере производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования более 1 с.
Время УСПД синхронизировано с сервером, коррекция времени УСПД происходит c заданной периодичностью при условии превышения допустимого значения рассогласования более 1 с.
Коррекция времени часов счетчиков по времени УСПД производится при каждом опросе автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования более 2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время и дату коррекции времени и фиксируют время до и после коррекции. Журналы событий УСПД и сервера отражают время и дату коррекции времени, а так же величину коррекции времени.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и основные метрологические характеристики
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/ УСВ |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), генератор №1 |
IGDT Кл.т. 0,5S Ктт=4000/5 Рег. № 62781-15 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=10000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-300 Рег. № 19495-03 ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
|
2 |
Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), генератор №2 |
IGDT Кл.т. 0,5S Ктт=4000/5 Рег. № 62781-15 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=10000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3 |
Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), генератор №3 |
IGDT Кл.т. 0,5S Ктт=4000/5 Рег. № 62781-15 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=10000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
4 |
Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), генератор №4 |
KOKS Кл.т. 0,2S Ктт=5000/5 Рег. № 51367-12 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ Кл.т. 0,2 Ктт=10500/^3/100/^3 Рег. № 67628-17 ЗНОЛ(П)-СВЭЛ Кл.т. 0,2 Ктт=10500/^3/100/^3 Рег. № 67628-17 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
5 |
Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), ОРУ-150 кВ, трансформатор №1 |
KOTEF 245 Кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 49012-12 |
KOTEF 245 Кл.т. 0,2 Ктт=154000/^3/ 100/\3 Рег. № 49012-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
6 |
Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), ОРУ-150 кВ, трансформатор №2 |
KOTEF 245 Кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 49012-12 |
KOTEF 245 Кл.т. 0,2 Ктт=154000/^3/ 100/\3 Рег. № 49012-12 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
7 |
Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), КРУ-6 кВ, яч.8.5, Ф-2 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
A1805RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | |
|
8 |
Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), КРУ-6 кВ, яч.8.6, Ф-3 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
A1805RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | |
|
9 |
Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), КРУ-6 кВ, яч.8.9, Ф-5 |
ТОЛ-СЭЩ Кл.т. 0,5S Ктт=200/5 Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 51621-12 |
A1805RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 |
Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12), КРУ-6 кВ, яч.8.11, Ф-6 |
ТОЛ-СЭЩ Кл.т. 0,5S Ктт=200/5 Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 51621-12 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
RTU-300 Рег. № 19495-03 ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
|
11 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), генератор №1 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S Ктт=1500/5 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав № 01237024 Рег. № 31857-11 | |
|
12 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), генератор №2 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S Ктт=1500/5 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
13 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), генератор №3 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S Ктт=1500/5 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
14 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), генератор №4 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S Ктт=1500/5 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
15 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), ТП-110 кВ Т-1 ввод 110 кВ |
KOTEF Кл.т. 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 29696-05 |
KOTEF Кл.т. 0,2 Ктт=110000/^3/ 100/^3 Рег. № 29696-05 |
A1802RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
16 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), ТП-110 кВ Т-2 ввод 110 кВ |
KOTEF Кл.т. 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 29696-05 |
KOTEF Кл.т. 0,2 Ктт=110000/^3/ 100/^3 Рег. № 29696-05 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
17 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), ТП-110 кВ Т-1 ввод 35 кВ |
ТОЛ-35 III-IV Кл.т. 0,5S Ктт=600/5 Рег. № 34016-07 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=35000/100 Рег. № 19813-00 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | |
|
18 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), ТП-110 кВ Т-2 ввод 35 кВ |
ТОЛ-35 III-IV Кл.т. 0,5S Ктт=600/5 Рег. № 34016-07 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=35000/100 Рег. № 19813-00 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
19 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), яч. 17, Ф-1 (6 кВ) |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S Ктт=400/5 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 класс точности 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
20 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), яч. 8, Ф-2 (6 кВ) |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S Ктт=400/5 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
А1805RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
RTU-300 Рег. № 19495-03 ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
|
21 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), яч. 7, Ф-4 (6 кВ) |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 1261-02 |
UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 UGE 3-35 Кл.т. 0,5 Ктт=6000/^3/100/^3 Рег. № 25475-03 |
А1805RALQ-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | |
|
22 |
Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13), б/с ПАО «Мегафон» 0,4 кВ АК |
- |
- |
А2К2-4-АЬ-С29-П Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27428-09 | |
|
Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3 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 метрологических характеристик. 4 Допускается замена УСПД и источника точного времени на аналогичные утвержденных типов. 5 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 7 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 - М |
етрологические характеристики ИК | ||||
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %, при доверительной вероятности равной 0,95 | |||
|
cos9 | |||||
|
1,0 |
0,9 |
0,8 |
0,5 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1-3, 11-14 (ТТ 0,5S, ТН 0,5, Счетчик 0,2S) |
DfD241 А < 0,054-, |
1,7 |
2,1 |
2,6 |
4,8 |
|
0,054±< 4 < 0,UBt |
1,1 |
1,5 |
1,7 |
3,0 | |
|
°Д41 < 4 < 0,2/в1 |
1,0 |
1,3 |
1,5 |
2,7 | |
|
0,241 — 4 < 41 |
0,9 |
1,1 |
1,3 |
2,2 | |
|
4:1 - 4 < 4241 |
0,9 |
1,1 |
1,3 |
2,2 | |
|
4 - 6, 15, 16 (ТТ 0,2S, ТН 0,2 Счетчик 0,2S) |
0,0241 £ А < 0,054-1 |
1,0 |
1,1 |
1,2 |
1,9 |
|
0,054-1 — < 0Д4-1 |
0,6 |
0,9 |
1,0 |
1,3 | |
|
0,14-i - 4 < 0,24-1 |
0,6 |
0,8 |
0,8 |
1,2 | |
|
0,241 — 4 < 41 |
0,5 |
0,7 |
0,8 |
1,0 | |
|
41 < 4 < 4341 |
0,5 |
0,7 |
0,8 |
1,0 | |
|
7 - 10, 17 - 20 (ТТ 0,5S, ТН 0,5, Счетчик 0,5S) |
0,0241 £ 4 < 0,0541 |
2,1 |
2,4 |
2,8 |
4,9 |
|
0,0541 £ 4 < 0,141 |
1,3 |
1,8 |
2,0 |
3,2 | |
|
0Д41 — 4 0,241 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,4 | |
|
0,24± < 4 < 4х |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,4 | |
|
41 < 4 < 4341 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,4 | |
|
21 (ТТ 0,5, ТН 0,5, Счетчик 0,5S) |
0,0S4i< 4 < 0,14± |
1,9 |
2,6 |
3,1 |
5,6 |
|
0Д4;1 < 4 < o,24i |
1,3 |
1,6 |
1,9 |
3,1 | |
|
о,24;1 < 4 < 4± |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,4 | |
|
4:1 4 < 4241 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,4 | |
|
22 (ТТ нет, ТН нет, Счетчик 0,5S) |
0,01/и1< 4 < 0,024:1 |
1,3 |
0,7 |
0,7 |
0,7 |
|
0,0241. < 4 < 0,054! |
1,3 |
1,3 |
1,3 |
1,3 | |
|
0,054! < 4 < 0Д41 |
0,7 |
1,3 |
1,3 |
1,3 | |
|
о,14;1 <i±< o,24i |
0,7 |
1,0 |
1,0 |
1,0 | |
|
0,241 — 4 4i |
0,7 |
1,0 |
1,0 |
1,0 | |
|
41 < 4 < 4341 |
0,7 |
1,0 |
1,0 |
1,0 | |
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %, при доверительной вероятности равной 0,95 | |||
|
sino | |||||
|
0,5 |
0,6 |
0,866 | |||
|
1-3, 11-14 (ТТ 0,5S, ТН 0,5, Счетчик 0,5) |
0,0241 А < о,о54-| |
- |
5,6 |
3,8 |
2,2 |
|
0,0541. < 4 < 0,141 |
- |
3,4 |
2,4 |
1,4 | |
|
о,141 s 4 < o,24i |
- |
3,1 |
2,2 |
1,3 | |
|
0,241 — 4 < 41 |
- |
2,5 |
1,8 |
1,1 | |
|
41 £4 <1,241 |
- |
2,5 |
1,8 |
1,1 | |
|
4 - 6, 15, 16 (ТТ 0,2S, ТН 0,2 Счетчик 0,5) |
0,024-1 £ А < 0,054-1 |
- |
2,0 |
1,5 |
1,0 |
|
0,054-1 — < 0Д4-1 |
- |
1,3 |
1,0 |
0,7 | |
|
0,14-i - 4 < 0,24-1 |
- |
1,2 |
0,9 |
0,7 | |
|
0,241 — 4 < 41 |
- |
1,1 |
0,8 |
0,6 | |
|
41 — Л 4241 |
- |
1,1 |
0,8 |
0,6 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 - 10, 17 - 20 (ТТ 0,5S, ТН 0,5, Счетчик 1,0) |
0,024, 4 < D,DS/H1 |
- |
6,1 |
4,6 |
3,4 |
|
0,054., < А < 0Д7„., |
- |
4,0 |
3,6 |
3,0 | |
|
ОДД. 1 < /.| < 0,24.1 |
- |
3,7 |
3,0 |
2,6 | |
|
0,24,1 < Г, < /и1 |
- |
3,7 |
3,0 |
2,6 | |
|
- |
3,7 |
3,0 |
2,6 | ||
|
21 (ТТ 0,5, ТН 0,5, Счетчик 1,0) |
0,054,1 <4 < о,ив1 |
- |
6,7 |
5,1 |
3,6 |
|
0Д7Е± S 4 < 0,24,1 |
- |
4,3 |
3,3 |
2,8 | |
|
0,24,1 - 71 < 7И± |
- |
3,7 |
3,0 |
2,6 | |
|
- |
3,7 |
3,0 |
2,6 | ||
|
22 (ТТ нет, ТН нет, Счетчик 1,0) |
0Д1/и1< 4 < 0,024,1 |
- |
2,1 |
2,1 |
2,1 |
|
0Д2/и1< 4 < О,О57н1 |
- |
2,1 |
2,1 |
2,1 | |
|
ОДБ/И1< 4 < 0,14,1 |
- |
2,6 |
2,6 |
2,6 | |
|
0Д4.1 < Д < 0,24.1 |
- |
2,7 |
2,4 |
2,4 | |
|
0ДД1 < Д < 4:1 |
- |
2,7 |
2,4 |
2,4 | |
|
4.1 S 71 < 1,2/и1 |
- |
2,7 |
2,4 |
2,4 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||||
Таблица 4 - Основные характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
22 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 1(5) до 120 от +21 до +25 |
|
Рабочие условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для сервера, °С |
от 90 до 110 от 1(5) до 120 от +15 до +40 от +10 до +30 от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчик: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
120000 168 40000 24 0,99 1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
35 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребления за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов, сутки, не менее |
35 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- стойкость к электромагнитным воздействиям;
- ремонтопригодность;
- функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
- функция регистрации в журналах событий счетчиков и УСПД факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
- функция регистрации в журналах событий сервера факты:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- программных и аппаратных перезапусков;
- установки и корректировки времени;
- нарушения защиты сервера;
- отсутствия/довосстановления данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени;
- резервирование каналов передачи данных в системе;
- резервирование электропитания оборудования системы.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- наличие защиты информации на программном уровне:
- установка пароля на счётчике электрической энергии;
- установка пароля на УСПД;
- установка паролей на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- использование цифровой подписи при передаче информации с результатами измерений.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом цифровой печати.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ |
6 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
UGE 3-35 |
36 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ |
1 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
НАМИ-35 |
2 |
|
Измерительный трансформатор тока |
IGDT |
9 |
|
Измерительный трансформатор тока |
KOKS |
3 |
|
Трансформаторы комбинированные |
KOTEF 245 |
6 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТЛП-10 |
24 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ |
6 |
|
Трансформаторы комбинированные |
KOTEF |
6 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТОЛ-35 |
6 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТПОЛ 10 |
2 |
|
Счетчик активной и реактивной электрической энергии |
Альфа А1800 |
21 |
|
Счетчик активной и реактивной электрической энергии |
Альфа А2 |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных типа |
RTU-300 |
2 |
|
Блок коррекции времени |
ЭНКС-2 |
1 |
|
Программное обеспечение |
АльфаЦЕНТР |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ДЯИМ.422231.254.ПФ |
1 |
|
Методика поверки |
ДЯИМ.21168598.422231.299.МП с изменением №1 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу ДЯИМ.21168598.422231.299.МП с изменением №1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «26» декабря 2019 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчик Альфа А1800 (Рег. № 31857-06) - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2006 г.
- счетчик Альфа А1800 (Рег. № 31857-11) - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012г.;
- счетчик Альфа А2 - по документу МП 2203-0160-2009 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в августе 2009 г.;
- УСПД RTU-300 - по методике поверки «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки»;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 - по документу ЭНКС.681730.001 МП «Инструкция. Блоки коррекции времени ЭНКС-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.09.2014 г.
- радиочасы МИР РЧ-01 рег. № 27008-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ДЯИМ.21168598.422231.299.МИ. «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения