Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО "Усть-Среднеканская ГЭС

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55490-13
Производитель / заявитель: ООО управляющая компания "РусЭнергоМир", г.Новосибирск
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО "Усть-Среднеканская ГЭС поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55490-13: Описание типа СИ Скачать 146.7 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55490-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО "Усть-Среднеканская ГЭС
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке РЭМ.022-ДВ/11.02.01Д1 4 года
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1323 п. 19 от 11.11.2013
Производитель / Заявитель

ООО управляющая компания "РусЭнергоМир", г.Новосибирск

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, измерения времени в шкале времени UTC(SU).

Описание

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 4 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 ХМЬ 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 в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

-    первый уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

-    второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);

-    третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс.

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, среднеквадратических значений тока и напряжения.

Вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений мощности.

Вычисление реактивной мощности осуществляется по среднеквадратическим значениям тока и напряжения, и активной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности двух направлений преобразуются счетчиком в последовательности импульсов, частота следования импульсов в которых пропорциональна электрической мощности соответствующего вида и направления. Импульсы накапливаются в регистрах счетчика на интервале 30 минут, по окончании которого число импульсов сохраняется в энергонезависимой памяти с привязкой к времени в шкале UTC(SU).

Функции ИВКЭ реализованы в устройствах сбора и передачи данных (УСПД) «RTU-325L» (Г. р. № 37288-08), обеспечивающих сбор результатов измерений со счетчиков электрической энергии, приведение результатов измерений к именованным величинам с учетом коэффициентов трансформации, хранение результатов измерений, передачу результатов измерений на уровень ИВК, синхронизацию часов счетчиков электрической энергии. В состав АИИС КУЭ входят три ИВКЭ: ШК1 (обеспечивает сбор результатов измерений с ИИК ТИ № 1, 2, 23, 24), ШК2 (обеспечивает сбор результатов измерений с ИИК ТИ № 3, 4) и ШК3 (обеспечивает сбор результатов измерений с ИИК ТИ № от 5 до 22).

Функции ИВК выполняет комплекс измерительной вычислительный «АльфаЦЕНТР» (Г. р. № 44595-10), состоящий из сервера баз данных, связующих и вспомогательных компонентов. ИВК осуществляет сбор результатов измерений, хранящихся в памяти УСПД, сохранение результатов измерений в базе данных, формирование выходных файлов в формате XML, передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «Колымаэнерго», ДП ОАО «Магаданэнерго».

Измерение времени в шкале времени UTC(SU) в АИИС осуществляется с использованием сервера времени «Метроном-600», обеспечивающего прием и обработку сигналов систем ГЛОНАСС и GPS. ИВК автоматически синхронизует шкалу времени встроенных часов сервера баз данных со шкалой времени часов сервера времени по протоколу NTP. УСПД в составе ИВКЭ осуществляют автоматическую синхронизацию часов счетчиков один раз в сутки, в качестве источника точного времени используется сервер баз данных ИВК.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

-    между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ канал связи построен с использованием шины последовательного интерфейса;

-    между уровнями ИВКЭ и ИВК связь обеспечивается по сети передачи данных Ethernet по протоколу TCP/IP, в качестве связующих компонентов используются коммутаторы MOXA EDS-408A-MM-ST;

-    между уровнем ИВК и внешними системами с использованием глобальной сети передачи данных (основной канал передачи данных) и аппаратуры спутниковой связи (резервный канал передачи данных).

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень ИК и измерительных компонентов, входящих в их состав приведен в таблице 1.

В АИИС КУЭ допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.

ИК

Наименование

ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Тип, модификация

1

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», Генератор 1

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 21255-08; Ктт=8000/5

А

ТШЛ, ТШЛ-20-1

В

ТШЛ, ТШЛ-20-1

С

ТШЛ, ТШЛ-20-1

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 3344-08; Ктн=15750:Уз/100:Уз

А

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

В

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

С

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

Счетчик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 3185711, Ксч=1

Альфа А1800, А1802-RALX-P4GB-DW-4

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=252000

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

2

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», Генератор 2

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 21255-08; Ктт=8000/5

А

ТШЛ, ТШЛ-20-1

В

ТШЛ, ТШЛ-20-1

С

ТШЛ, ТШЛ-20-1

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 3344-08; Ктн=15750:У3/100:У3

А

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

В

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

С

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

Счетчик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 3185711, Ксч=1

Альфа А1800, А1802-RALX-P4GB-DW-4

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=252000

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

3

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», ВЛ-220 кВ «W1E УСГЭС-Оротукан - 1»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 37101-08; Ктт=1200/1

А

AMT 245/1

В

AMT 245/1

С

AMT 245/1

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 37115-08; Ктн=220000:У3/100:У3

А

SU 245/S

В

SU 245/S

С

SU 245/S

Счетчик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 3185711, Ксч=1

Альфа А1800, А1802-RALX-P4GB-DW-4

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=2640000

RTU-325L

ИВК

Г.р. №44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

ИК

Наименование

ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Тип, модификация

4

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», ВЛ-220 кВ «W2E УСГЭС-Оротукан - 2»

ТТ

КТ 0,2S; Г.р. № 37101-08; Ктт=1200/1

А

AMT 245/1

В

AMT 245/1

С

AMT 245/1

ТН

КТ 0,2; Г.р. № 37115-08; Ктн=220000:Уз/100:Уз

А

SU 245/S

В

SU 245/S

С

SU 245/S

Счетчик

КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 3185711, Ксч=1

Альфа А1800, А1802-RALX-P4GB-DW-4

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=2640000

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

5

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 2 В-Т21 ввод

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=1000/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=21000

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

6

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 16 В-Т22 ввод

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=1000/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=21000

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

ИК

Наименование

ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Тип, модификация

7

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 19 ДЭС ввод

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=1000/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=21000

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

8

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 4 В-Т1-1

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

9

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 5 В-Т3-1

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

ИК

Наименование

ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Тип, модификация

10

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 6 В-Т4-1

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

11

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 7 В-Т8-1

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

12

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 8 В-Т10-2

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=50/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=1050

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

ИК

Наименование

ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Тип, модификация

13

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 13 В-Т8-2

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

14

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 14 В-Т1-2

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

15

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 15 В-Т3-2

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

ИК

Наименование

ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Тип, модификация

16

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 18 В-Т4-2

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

17

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 21 В1-ЭТ-С1

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=50/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=1050

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

18

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 22 В-Т10-1(2)

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

ИК

Наименование

ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Тип, модификация

19

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 23 В2-ЭТ-С1

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

20

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», яч. 25 Резерв

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 25433-08; Ктт=150/5

А

ТЛО-10

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=10500:У3/100:У3

А

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

В

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

С

ЗНОЛП, ЗНОЛП-10У2

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.02М, СЭТ-102М.03

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=3150

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

21

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», CH1-BG1

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 15173-06; Ктт=1000/5

А

ТШП-0,66

В

ТШП-0,66

С

ТШП-0,66

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.03М, СЭТ-103М.09

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=200

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

22

ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», CH1-BG2

ТТ

КТ 0,5S; Г.р. № 15173-06; Ктт=1000/5

А

ТШП-0,66

В

ТШП-0,66

С

ТШП-0,66

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

4ТМ

Г-4ТМ.03М, СЭТ-103М.09

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=200

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

ИК

Наименование

ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Тип, модификация

23

ОАО «Усть-

Среднеканская

ГЭС»,

Возбуждение 1

ТТ

КТ 0,2; Г.р. № 21254-06; Ктт=300/5

А

ТПЛ 20

В

ТПЛ 20

С

ТПЛ 20

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 3344-08; Ктн=15750:У3/100:У3

А

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

В

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

С

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3185711, Ксч=1

Альфа А1800, А1805-RL-P4G-DW-4

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=9450

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

24

ОАО «Усть-

Среднеканская

ГЭС»,

Возбуждение 2

ТТ

КТ 0,2; Г.р. № 21254-06; Ктт=300/5

А

ТПЛ 20

В

ТПЛ 20

С

ТПЛ 20

ТН

КТ 0,5; Г.р. № 3344-08; Ктн=15750:У3/100:У3

А

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

В

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

С

ЗНОЛ.06, ЗНОЛ.06-15 У3

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г.р. № 3185711, Ксч=1

Альфа А1800, А1805-RL-P4G-DW-4

УСПД

Г.р. № 37288-08, Куспд=9450

RTU-325L

ИВК

Г.р. № 44595-10, Кивк=1

АльфаЦЕНТР

Программное обеспечение

АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», установленного на сервере баз данных ИВК.

Программное обеспечение выполняет функции информационного обмена с УСПД, в том числе сбора данных, передачи команд синхронизации часов, передачи результатов измерений в систему управления базами данных Oracle, представления результатов измерений, предотвращения несанкционированного доступа к результатам измерений и их изменения.

Программное обеспечение состоит из коммуникационного сервера, модуля доступа к базам данных, расчетного сервера, модуля шифрования данных.

Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Наименование программного обеспечения

Идентифика

ционное

наименование

программного

обеспечения

Номер

версии

програм

много

обеспече

ния

Цифровой

идентифи

катор

программного

обеспечения

Алгоритм

вычис

ления

цифрового

идентифи

катора

АльфаЦЕНТР

alphamess.dll

-

b8c331abb5e34

444170eee9317

d635cd

MD5

ameta.exe

3.32.0.0

58bebdb2e0f91

0b90a55f12479

afa093

MD5

ametc.exe

3.32.0.0

0c4a16083869c

9d8bd42a008aa

c34db9

MD5

amra.exe

3.32.0.0

b7dc2f2953755

53578237ffc26

76b153

MD5

amrc.exe

3.32.0.0

8278b954b23e

73646072317ff

d09baab

MD5

amrserver.exe

3.32.0.0

94b754e7dd0a

57655c4f6b825

2afd7a6

MD5

billsvr.exe

3.30.0.0

61a6928159f18

8a95dac0462c5

e9bcda

MD5

cdbora2.dll

3.31.0.0

5e9a48ed75a27

d10c135a87e77

051806

MD5

encryptdll.dll

-

0939ce05295fb

cbbba400eeae8

d0572c

MD5

Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК).............................................................................24

Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической

энергии ................................................................................................. приведены в таблице 3

Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической

энергии в рабочих условиях применения ........................................... приведены в таблице 4

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с............................................................± 5

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и

приращений электрической энергии, минут.........................................................................30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут....................................30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам.......................автоматическое

Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (OwoA) электроэнергии.

I, % от 1ном

Коэффи

циент

мощности

ИК № от 1 до 4

ИК № от 5 до 20

ИК № 21, 22

ИК № 23, 24

%

%

%

%

%

%

%

%

2

0,5

± 1,8

± 4,9

± 4,7

-

2

0,8

± 1,2

± 2,7

± 2,6

-

2

0,865

± 1,1

± 2,4

± 2,3

-

2

1

± 0,91

± 1,9

± 1,8

-

5

0,5

± 1,3

± 3,1

± 2,8

± 2,3

5

0,8

± 0,87

± 1,9

± 1,7

± 1,6

5

0,865

± 0,83

± 1,8

± 1,6

± 1,5

5

1

± 0,57

± 1,2

± 0,99

± 1,1

20

0,5

± 1,0

± 2,4

± 2,1

± 1,6

20

0,8

± 0,63

± 1,4

± 1,1

± 0,95

20

0,865

± 0,59

± 1,2

± 1,0

± 0,91

20

1

± 0,47

± 0,99

± 0,78

± 0,76

100, 120

0,5

± 1,0

± 2,4

± 2,1

± 1,4

100, 120

0,8

± 0,63

± 1,4

± 1,1

± 0,85

100, 120

0,865

± 0,59

± 1,2

± 1,0

± 0,82

100, 120

1

± 0,47

± 0,99

± 0,78

± 0,69

Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (OwA) и реактивной (OwP) электроэнергии в рабочих условиях применения.

I, % от 1ном

Коэффи

ИК № от 1 до 4

ИК № от 5 до 20

ИК № 21, 22

ИК № 23, 24

циент

с A

Ow ,

Ow ,

± OwA,

± Ow ,

± OwA,

± Ow ,

с A

Ow ,

Ow ,

мощности

%

%

%

%

%

%

%

%

2

0,5

± 2,0

± 2,1

± 4,9

± 3,7

-

-

± 5,1

± 3,7

2

0,8

± 1,4

± 2,3

± 3,0

± 4,7

-

-

± 3,1

± 4,9

2

0,865

± 1,3

± 2,5

± 2,8

± 5,5

-

-

± 2,8

± 5,6

2

1

± 1,2

-

± 2,3

-

-

-

± 2,4

-

5

0,5

± 1,4

± 1,9

± 3,2

± 3,3

± 2,7

± 3,3

± 3,4

± 3,4

5

0,8

± 1,1

± 2,1

± 2,3

± 3,8

± 2,2

± 3,5

± 2,4

± 3,9

5

0,865

± 1,1

± 2,1

± 2,2

± 4,1

± 2,1

± 3,7

± 2,3

± 4,3

5

1

± 0,78

-

± 1,4

-

± 1,4

-

± 1,5

-

20

0,5

± 1,3

± 1,7

± 2,5

± 3,0

± 2,1

± 2,9

± 2,8

± 3,1

20

0,8

± 0,95

± 1,8

± 1,8

± 3,2

± 1,7

± 3,0

± 2,0

± 3,4

20

0,865

± 0,93

± 1,8

± 1,8

± 3,4

± 1,7

± 3,1

± 1,9

± 3,6

20

1

± 0,71

-

± 1,3

-

± 1,2

-

± 1,4

-

100, 120

0,5

± 1,3

± 1,7

± 2,5

± 3,0

± 2,0

± 2,9

± 2,8

± 3,1

100, 120

0,8

± 0,95

± 1,8

± 1,8

± 3,2

± 1,7

± 3,0

± 2,0

± 3,4

100, 120

0,865

± 0,93

± 1,8

± 1,8

± 3,4

± 1,7

± 3,0

± 1,9

± 3,6

100, 120

1

± 0,71

-

± 1,3

-

± 1,2

-

± 1,4

-

Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет................................4

Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ...................................... автоматическое

Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: температура окружающего воздуха:

для измерительных трансформаторов ИК, ° С............................................от минус 45 до 40;

для счетчиков, связующих компонентов, °С............................................................ от 0 до 40;

для оборудования ИВК, °С..................................................................................... от 10 до 35;

частота сети, Гц................................................................................................. от 49,5 до 50,5;

напряжение сети питания (относительного номинального значения UmM), % .. от 90 до 110. Допускаемые значения информативных параметров:

ток в ИК № от 1 до 22, % от 1ном.............................................................................. от 2 до 120;

ток в ИК № 23, 24, % от 1ном.................................................................................... от 5 до 120;

напряжение, % от UmM........................................................................................... от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos j........................................................... 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

коэффициент реактивной мощности, sin j..........................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра РЭМ.022-ДВ/11.02.01ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол-во, шт.

Трансформатор тока

ТЛО-10

48

Трансформатор тока

АМТ 245/1

6

Трансформатор тока

ТШЛ-20-1

6

Трансформатор тока

ТШП-0,66

6

Трансформатор тока

ТПЛ-20

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-15 У3

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-10 У 2

6

Трансформатор напряжения

SU 245/S

6

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325L

3

Сервер времени

Метроном-600

1

Сервер баз данных

Proliant DL380 G7

1

Счетчик электрической энергии

А1802-RALX-P4GB-DW-4

4

Счетчик электрической энергии

А1805-RL-P4GB-DW-4

2

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ. 02М. 03

16

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ. 03М. 09

2

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Формуляр

РЭМ.022-ДВ/11.02.01ФО

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Методика поверки

РЭМ. 022-ДВ/11.02.01 Д1

1

Поверка

осуществляется по документу РЭМ.022-ДВ/11.02.01Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в августе 2013 г.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (поправка системных часов не более ± 10 мкс).

Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:

-    измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

-    измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М и СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

-    устройство сбора и передачи данных RTU-325L - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    комплекс измерительно вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466453.007МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС».

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Свидетельство об аттестации методики измерений №176-01.00249-2013 от «14» августа 2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС»

1.    ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2.    ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

3.    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

4.    ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

5.    ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

6.    ТУ 4228-011-29056091-11. Счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1800. Технические условия.

7.    ИЛГШ.411152.145ТУ. Счетчики многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Технические условия.

8. РЭМ.022-ДВ/11.02.01 Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии пускового комплекса в составе гидроагрегатов № 1 и № 2 ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС». Технический проект.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также