57181-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ "Раздолинская" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ "Раздолинская"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 57181-14
Производитель / заявитель: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Скачать
57181-14: Описание типа СИ Скачать 188.8 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ "Раздолинская" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии; сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 57181-14
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ "Раздолинская"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2014
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 476 п. 51 от 16.04.2014
Производитель / Заявитель

ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 211-14
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

57181-14: Описание типа СИ Скачать 188.8 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии; сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская» (далее АИИС КУЭ) является средством измерений единичного производства. Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

- автоматическое измерение средних на 30-минутных интервалах времени значений активной и реактивной электрической мощности;

- периодический и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии и средней мощности с заданной дискретностью и данных о состоянии средств измерений;

- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений АИИС КУЭ в специализированной базе данных (БД), отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование базы данных) и от несанкционированного доступа;

- предоставление пользователям и персоналу, эксплуатирующему АИИС КУЭ, регламентированного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений АИИС КУЭ;

- формирование и передача в автоматическом режиме отчетных документов в центры сбора информации;

- защита результатов измерений при передаче с использованием электронной цифровой подписи;

- защита оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров технических и программных средств АИИС КУЭ;

- ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности и включающие в себя:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S;

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5;

- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (счетчики) класса точности 0,2S при измерении активной энергии и 0,5 - реактивной энергии;

- вторичные электрические цепи;

2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) - устройство сбора и передачи данных RTU-325T (УСПД);

3) третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, серверы Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Москва) и МЭС Сибири - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Красноярск), АРМ оператора ПС и сервер БД, установленные на ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская», технические средства приема-передачи, На серверах ЦСОД функционирует специализированное программное обеспечение (ПО) Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее ПО «Метроскоп»), предназначенное для сбора, обработки и хранения измерительной и служебной информации, формирования и передачи отчетных документов в центры сбора информации. На АРМ оператора ПС установлено прикладное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения с использованием измерительных трансформаторов тока и напряжения и масштабном преобразовании в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности, на основании которых вычисляются тридцатиминутные приращения электрической энергии.

Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в УСПД. Связь между счетчиками и УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 и Ethernet. УСПД осуществляет автоматизированный сбор, вычисления приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передачу результатов измерений и служебной информации в серверы ЦСОД и АРМ оператора ПС. Оперативный доступ к измерительной информации осуществляется с серверов ЦСОД и компьютера АРМ оператора ПС с использованием ПО «Метроскоп» и ПО «АльфаЦЕНТР» соответственно.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-16HVS на основе GPS-приемника, счетчики, УСПД и АРМ оператора ПС. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов ИК АИИС КУЭ. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии. Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) осуществляет УССВ-16HVS, входящее в состав УСПД. Синхронизация шкалы времени часов УСПД осуществляется автоматически один раз в 30 мин от УССВ-16HVS. УСПД один раз в 30 мин осуществляет синхронизацию шкал времени внутренних часов счетчиков и АРМ оператора ПС при достижении расхождения со шкалой времени УСПД более 1 с. Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ АИИС КУЭ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с. Журналы событий счетчика и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение шкал времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Номер ИК

Наименование присоединения

Средства измерений АИИС КУЭ

Вид

Фаза

Обозначение

Номер в Госреестре СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

1 уровень - ИИК

1

ВЛ 220 кВ Абалаковская-Раздолинская с отпайкой на ПС Горевский ГОК (Д-97/101)

ТТ

А

ТВГ-220

39246-08

0,2S

1000/5

В

ТВГ-220

С

ТВГ-220

ТН

А

НДКМ-220

38000-08

0,2

220000:^3/ 100:^3

В

НДКМ-220

С

НДКМ-220

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

2

ВЛ 220 кВ Горевский ГОК-Раздолинская (Д-102)

ТТ

А

ТВГ-220

39246-08

0,2S

1000/5

В

ТВГ-220

С

ТВГ-220

ТН

А

НДКМ-220

38000-08

0,2

220000:^3/ 100:^3

В

НДКМ-220

С

НДКМ-220

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

3

ВЛ 220 кВ Приангарская-Раздолинская № 1

ТТ

А

ТВГ-220

39246-08

0,2S

1500/5

В

ТВГ-220

С

ТВГ-220

ТН

А

НДКМ-220

38000-08

0,2

220000:^3/ 100:^3

В

НДКМ-220

С

НДКМ-220

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

4

ВЛ 220 кВ Приангарская-Раздолинская № 2

ТТ

А

ТВГ-220

39246-08

0,2S

1500/5

В

ТВГ-220

С

ТВГ-220

ТН

А

НДКМ-220

38000-08

0,2

220000:^3/ 100:^3

В

НДКМ-220

С

НДКМ-220

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

5

1 АТ 220 кВ

ТТ

А

JR 0,5

35406-07

0,2S

600/5

В

JR 0,5

С

JR 0,5

ТН

А

НДКМ-220

38000-08

0,2

220000:^3/ 100:^3

В

НДКМ-220

С

НДКМ-220

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

6

2АТ 220 кВ

ТТ

А

JR 0,5

35406-07

0,2S

600/5

В

JR 0,5

С

JR 0,5

ТН

А

НДКМ-220

38000-08

0,2

220000:^3/ 100:^3

В

НДКМ-220

С

НДКМ-220

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

Номер ИК

Наименование присоединения

Средства измерений АИИС КУЭ

Вид

Фаза

Обозначение

Номер в Госреестре СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

7

С-641

ТТ

А

ТБМО-110 УХЛ1

23256-05

0,2S

200/1

В

ТБМО-110 УХЛ1

С

ТБМО-110 УХЛ1

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

8

С-642

ТТ

А

ТБМО-110 УХЛ1

23256-05

0,2S

200/1

В

ТБМО-110 УХЛ1

С

ТБМО-110 УХЛ1

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

9

С-643

ТТ

А

ТБМО-110 УХЛ1

23256-05

0,2S

200/1

В

ТБМО-110 УХЛ1

С

ТБМО-110 УХЛ1

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

10

С-644

ТТ

А

ТБМО-110 УХЛ1

23256-05

0,2S

200/1

В

ТБМО-110 УХЛ1

С

ТБМО-110 УХЛ1

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

11

С-645

ТТ

А

ТБМО-110 УХЛ1

23256-05

0,2S

600/1

В

ТБМО-110 УХЛ1

С

ТБМО-110 УХЛ1

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

12

С-646

ТТ

А

ТБМО-110 УХЛ1

23256-05

0,2S

600/1

В

ТБМО-110 УХЛ1

С

ТБМО-110 УХЛ1

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

Номер ИК

Наименование присоединения

Средства измерений АИИС КУЭ

Вид

Фаза

Обозначение

Номер в Госреестре СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

13

1АТ 110 кВ

ТТ

А

JR 0,5

35406-07

0,2S

1000/5

В

JR 0,5

С

JR 0,5

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

14

2АТ 110 кВ

ТТ

А

JR 0,5

35406-07

0,2S

1000/5

В

JR 0,5

С

JR 0,5

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

15

ОВ 110 кВ

ТТ

А

ТВГ-110

22440-07

0,5S

1000/5

В

ТВГ-110

С

ТВГ-110

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

16

1Р 110 кВ

ТТ

А

ТВГ-110

22440-07

0,5S

600/5

В

ТВГ-110

С

ТВГ-110

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

17

2Р 110 кВ

ТТ

А

ТВГ-110

22440-07

0,5S

600/5

В

ТВГ-110

С

ТВГ-110

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

18

БСК-1,2 110 кВ

ТТ

А

ТВГ-110

22440-07

0,5S

600/5

В

ТВГ-110

С

ТВГ-110

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

Номер ИК

Наименование присоединения

Средства измерений АИИС КУЭ

Вид

Фаза

Обозначение

Номер в Госреестре СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

19

БСК-3,4 110 кВ

ТТ

А

ТВГ-110

22440-07

0,5S

600/5

В

ТВГ-110

С

ТВГ-110

ТН

А

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

0,2

110000:^3/ 100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

20

ф.40-07

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

21

ф.40-08

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/ 100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

22

ф.40-09

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

23

ф.40-10

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

24

ф.40-11

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

Номер ИК

Наименование присоединения

Средства измерений АИИС КУЭ

Вид

Фаза

Обозначение

Номер в Госреестре СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

25

ф.40-12

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

26

ф.40-13

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/ 100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

27

ф.40-14

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

28

ф.40-15

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

29

ф.40-16

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

30

ф.40-18

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

600/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

Номер ИК

Наименование присоединения

Средства измерений АИИС КУЭ

Вид

Фаза

Обозначение

Номер в Госреестре СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

31

ф.40-22 Резерв

ТТ

А

ТЛП-10

30709-08

0,5S

400/5

В

ТЛП-10

С

ТЛП-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

32

ф.40-25 Резерв

ТТ

А

ТЛП-10

30709-08

0,5S

400/5

В

ТЛП-10

С

ТЛП-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

33

ф.40-26 Резерв

ТТ

А

ТЛП-10

30709-08

0,5S

400/5

В

ТЛП-10

С

ТЛП-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

34

1АТ 6 кВ

ТТ

А

ТШЛ-СЭЩ-10

37544-08

0,2S

3000/5

В

ТШЛ-СЭЩ-10

С

ТШЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

35

2АТ 6 кВ

ТТ

А

ТШЛ-СЭЩ-10

37544-08

0,2S

3000/5

В

ТШЛ-СЭЩ-10

С

ТШЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

36

СВ 6 кВ

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

0,5S

1500/5

В

ТОЛ-СЭЩ-10

С

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

А

ЗНОЛП

23544-07

0,5

6000:^3/100:^3

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

Номер ИК

Наименование присоединения

Средства измерений АИИС КУЭ

Вид

Фаза

Обозначение

Номер в Госреестре СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

37

ТСН-1

ТТ

А

ТТЭ

32501-08

0,5S

1500/5

В

ТТЭ

С

ТТЭ

ТН

_

_

_

_

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

38

ТСН-2

ТТ

А

ТТЭ

32501-08

0,5S

1500/5

В

ТТЭ

С

ТТЭ

ТН

_

_

_

_

Счетчик

Альфа А1802

31857-06

0,2S/0,5

_

2 уровень - ИВКЭ

УСПД

RTU-325T

44626-10

_

_

3 уровень - ИВК

ИВК

Серверы ЦСОД

45673-10

_

_

Примечания к таблице 1.

1 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии.

2 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в таблице 1. Допускается замена устройства сбора и передачи данных на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

Структура прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ:

- ПО «Метроскоп», разработанное ЗАО «Метростандарт» и установленное на серверах ЦСОД, осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электрической энергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии;

- ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на АРМ оператора ПС, осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и журналов событий;

- встроенное ПО УСПД осуществляет автоматизированный сбор, накопление, хранение и передачу измерительной и служебной информации на серверы и АРМ оператора ПС;

- встроенное ПО счетчиков осуществляет вычисление приращений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Метроскоп» приведены в таблице 2.

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, приведенные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом влияния программного обеспечения счетчиков, УСПД и серверов ЦСОД.

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

СПО (АИИС КУЭ)ЕНЭС (МЕТРОСКОП)

1.00

D233ED6393702747769A45DE8E67B57E

MD5

Защита ПО УСПД и счетчиков соответствует уровню «А» по классификации МИ 32862010. Для защиты ПО «Метроскоп», ПО «АльфаЦЕНТР» и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. В ПО «Метроскоп» реализовано кодирование данных при их передаче. Защита ПО «Метроскоп», ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «С» по классификации МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3

Номер ИК

COSф

Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности

для диапазона 12(1)* < I < 15

для диапазона

15 < I < 120

для диапазона

I20 < I < 1100

для диапазона

1100 < I < 1120

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

1-14 (КТ ТТ 0,2S;

КТ ТН 0,2;

КТ счетчика 0,2S)

1,0

± 1,0

не норм.

± 0,6

± 0,7

± 0,5

± 0,6

± 0,5

± 0,8

0,8

± 1,3

не норм.

± 0,8

± 0,9

± 0,6

± 0,7

± 0,6

± 0,7

0,5

± 2,1

не норм.

± 1,3

± 1,4

± 1,0

± 1,1

± 1,0

± 1,1

15-19 (КТ ТТ 0,5S;

КТ ТН 0,2;

КТ счетчика 0,2S)

1,0

± 1,8

не норм.

± 1,0

± 1,0

± 0,7

± 0,8

± 0,7

± 1,0

0,8

± 2,8

не норм.

± 1,5

± 1,5

± 1,0

± 1,1

± 1,0

± 1,1

0,5

± 5,3

не норм.

± 2,8

± 2,9

± 1,9

± 2,0

± 1,9

± 2,0

20-33, 36 (КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,2S)

1,0

± 1,9

не норм.

± 1,1

± 1,1

± 0,9

± 0,9

± 0,9

± 1,0

0,8

± 2,9

не норм.

± 1,6

± 1,7

± 1,3

± 1,3

± 1,3

± 1,3

0,5

± 5,5

не норм.

± 3,0

± 3,0

± 2,2

± 2,3

± 2,2

± 2,3

34-35 (КТ ТТ 0,2S;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,2S)

1,0

± 1,2

не норм.

± 0,8

± 0,8

± 0,7

± 0,8

± 0,7

± 1,0

0,8

± 1,5

не норм.

± 1,0

± 1,1

± 0,9

± 1,0

± 0,9

± 1,0

0,5

± 2,4

не норм.

± 1,7

± 1,8

± 1,5

± 1,6

± 1,5

± 1,6

37-38

(КТ ТТ 0,5S;

КТ счетчика 0,2S)

1,0

± 1,7

не норм.

± 0,9

± 0,9

± 0,6

± 0,7

± 0,6

± 0,9

0,8

± 2,8

не норм.

± 1,4

± 1,5

± 1,0

± 1,1

± 1,0

± 1,1

0,5

± 5,3

не норм.

± 2,7

± 2,8

± 1,8

± 1,9

± 1,8

± 1,9

Примечания

1 * - Погрешность ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cosф, равного 1, нормируется только в диапазоне первичного тока 11 < I < 15.

2 В таблице приняты следующие обозначения: 12(1), 15, 120, 1100, И 1120 — значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения Iн; 50 — границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности; 5ру — границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении активной электрической энергии и средней мощности.

Номер ИК

simp

Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности

для диапазона 12 < I < 15

для диапазона

15 < I < 120

для диапазона

I20 < I < 1100

для диапазона

1100 < I < 1120

Зо, %

Зру, %

5о, %

Зру, %

Зо, %

Зру, %

Зо, %

Зру, %

1-14 (КТ ТТ 0,2S;

КТ ТН 0,2;

КТ счетчика 0,5)

0,87

± 1,7

± 2,1

± 1,0

± 1,4

± 0,8

± 1,0

± 0,8

± 1,0

0,6

± 2,3

± 2,8

± 1,3

± 1,7

± 1,0

± 1,2

± 1,0

± 1,1

15-19 (КТ ТТ 0,5S;

КТ ТН 0,2;

КТ счетчика 0,5)

0,87

± 2,7

± 3,0

± 1,5

± 1,7

± 1,1

± 1,3

± 1,1

± 1,2

0,6

± 4,5

± 4,8

± 2,4

± 2,6

± 1,7

± 1,8

± 1,6

± 1,7

20-33, 36 (КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,5)

0,87

± 2,8

± 3,1

± 1,6

± 1,8

± 1,2

± 1,4

± 1,2

± 1,4

0,6

± 4,6

± 4,9

± 2,5

± 2,7

± 1,9

± 2,0

± 1,9

± 2,0

34-35 (КТ ТТ 0,2S;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,5)

0,87

± 1,8

± 2,2

± 1,2

± 1,5

± 1,0

± 1,2

± 1,0

± 1,2

0,6

± 2,4

± 3,0

± 1,6

± 1,9

± 1,3

± 1,5

± 1,3

± 1,5

37-38

(КТ ТТ 0,5S;

КТ счетчика 0,5)

0,87

± 2,7

± 3,0

± 1,4

± 1,7

± 1,0

± 1,2

± 1,0

± 1,2

0,6

± 4,5

± 4,8

± 2,3

± 2,5

± 1,6

± 1,7

± 1,5

± 1,7

Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: 12, 15, 120, 1100, И 1120 — значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 % от номинального Iн; Зо - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности; Зру -границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности

В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98-1,02)-Uн, ток (1-1,2)-1н; cosф=0,9 инд.;

- температура окружающей среды (15-25) °С.

Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,9-1,1)-Uн; ток (0,01-1,20)^Iн; частота (49-51) Гц; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.;

- индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков не более 0,5 мТл;

- допускаемая температура окружающей среды: трансформаторы тока и напряжения -от минус 40 до 40 °С; счетчики - от 0 до 35 °С; УСПД и ИВК - от 15 до 25 °С.

Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

- трансформаторы тока: среднее время наработки на отказ 400000 ч, средний срок службы 25 лет;

- трансформаторы напряжения: среднее время наработки на отказ 400000 ч, средний срок службы 30 лет;

- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800: среднее время наработки на отказ 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

- устройство сбора и передачи данных RTU-325T: среднее время наработки на отказ 55000 ч, средний срок службы 20 лет.

Надежность системных решений:

- резервирование питания счетчиков, УСПД и сервера БД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи.

Регистрация в журналах счетчиков электрической энергии и УСПД событий:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках электрической энергии.

Защищенность применяемых компонентов АИИС КУЭ:

1) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии:

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД и сервера БД;

2) защита на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче - использование цифровой подписи);

- установка паролей на счетчики электрической энергии;

- установка паролей на УСПД;

- установка паролей на серверы, компьютер АРМ оператора ПС.

Глубина хранения информации:

- счетчики электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому измерительному каналу АИИС КУЭ - не менее 100 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания - не менее 3 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 4 лет.

Знак утверждения типа

наносится в виде наклейки на титульный лист документа «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская ». Формуляр».

Комплектность

В комплект АИИС КУЭ входят технические и программные средства, а также

документация, приведенные в таблицах 5-7 соответственно.

Таблица 5 - Технические средства АИИС КУЭ

Наименование компонентов АИИС КУЭ

Обозначение компонентов

Количество, шт.

ИИК

Измерительные т

рансформаторы тока

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-220

12

Трансформаторы тока встроенные

JR 0,5

12

Трансформаторы тока

ТБМО-110 УХЛ1

18

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-110

15

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

36

Трансформаторы тока

ТЛП-10

9

Трансформаторы тока

ТШЛ-СЭЩ-10

6

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТЭ

6

Измерительные трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения емкостные

НДКМ-220

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Таблица 5 - Технические средства АИИС КУЭ

Наименование компонентов АИИС КУЭ

Обозначение компонентов

Количество, шт.

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛП

6

Счетчики электрической энергии

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

38

ИВКЭ

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325T

1

Источник бесперебойного питания

UPS XL 1400VA

1

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-16HVS

1

ИВК

Сервер ЦСОД

_

2

АРМ оператора ПС

_

1

Сервер БД

_

1

Связующие компоненты

Коммутатор

D-Link DGS-1016D

1

Конвертер Ethernet/FO

Moxa IMC-101-M-SC

2

Конвертер RS-485/ Ethernet

Moxa Nport 5430

2

GSM-модем

MOXA OnCell G2150I

1

Терминал двухсторонней спутниковой связи

Sky Edge Pro

1

Роутер

Cisco 2181 DC

1

Таблица 6 - Программные средства АИИС КУЭ

Наименование компонентов АИИС КУЭ

Обозначение

Место установки

Прикладное программное обеспечение

ПО «Метроскоп»

Серверы ЦСОД

Операционная система

Microsoft Windows XP

АРМ оператора ПС

Прикладное программное обеспечение

ПО «АльфаЦЕНТР»

АРМ оператора ПС

Система управления базой данных

Oracle

Сервер БД

Встроенное прикладное программное обеспечение счетчиков

ПО счетчиков

Счетчики

Программное обеспечение для конфигурирования и настройки параметров счетчиков

Программный пакет «MeterCat»

Переносной компьютер

Встроенное программное обеспечение УСПД

ПО УСПД

УСПД

Программное обеспечение для конфигурирования и настройки параметров УСПД

Программа «ZOC»

Переносной компьютер

Таблица 7 - Документация

Наименование

Количество, шт.

1 МП 211-14 ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская». Методика поверки

1

2 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская». Формуляр

1

3 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская». Руководство пользователя

1

Таблица 7 - Документация

Наименование

Количество, шт.

4 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская»

(АИИС КУЭ ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская»). Расширение и реконструкция ПС 220/110/6 кВ Раздолинская». Технический проект 7729-04-039-АКУ.ТП

1

Примечание - В комплект поставки документации также входит техническая документация на компоненты АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 211-14 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская ». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» в марте 2014 г.

Основные средства поверки:

1) средства измерений в соответствии с нормативной и технической документацией по поверке компонентов АИИС КУЭ:

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 -по методике МП-2203-0042-2006   «Счетчики электрической энергии трехфазные

многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- устройство сбора и передачи данных RTU-325T - по методике «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

2) мультиметр «Ресурс-ПЭ»: пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения в диапазоне от 15 до 150 мВ ± 2,0 %, в диапазоне от 15 до 300 В ± 0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока в диапазоне от 0,05 до 0,25 А ± 1,0 %, в диапазоне от 0,25 до 7,5 А ± 0,3 %; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;

3) радиочасы МИР РЧ-02: пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного сигнала 1 Гц по шкале координированного времени UTC (SU) ± 1 мкс.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведён в документе «Рекомендация. ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности системой автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская».

Нормативные документы

1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ЗАО Фирма «Август» «Вурнарский завод смесевых препаратов» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощ...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ОАО «ГТ-ТЭ...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ «Заречная» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энерги...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Энерготерминал» по объекту «Пункт налива нефти 15 млн. тонн в год в г. Сковородино» предназначена для измерения акт...
57186-14
Гобой-1М Счетчики газа ультразвуковые
ОАО "Теплоприбор", г.Рязань
Счётчики газа ультразвуковые Гобой-1М (далее - счётчик) предназначены для местного и дистанционного измерения объёма и объёмного расхода природного газа по ГОСТ 5542-87, приведенных к стандартным условиям, а также времени нахождения счётчиков в нераб...