Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала "Каширская ГРЭС" ОАО "Интер РАО - Электрогенерация"
| Номер в ГРСИ РФ: | 60510-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "РТСофт", г.Москва |
| 60510-15: Описание типа СИ | Скачать | 133.5 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала «Каширская ГРЭС» ОАО «Интер РАО - Электрогенерация» (далее по тексту - АИИС КУЭ Каширской ГРЭС) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 60510-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала "Каширская ГРЭС" ОАО "Интер РАО - Электрогенерация" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 2 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "РТСофт", г.Черноголовка
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 60510-15: Описание типа СИ | Скачать | 133.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала «Каширская ГРЭС» ОАО «Интер РАО - Электрогенерация» (далее по тексту - АИИС КУЭ Каширской ГРЭС) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
Описание
АИИС КУЭ Каширской ГРЭС» представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему, которая состоит из измерительно-информационных комплексов (ИИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) и информационновычислительного комплекса (ИВК).
АИИС КУЭ Каширской ГРЭС» решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и мощности, а также автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- сбор информации от системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОРУ-500 кВ Каширской ГРЭС-4, зарегистрированной под № 40249-08 в реестре средств измерений (СИ) Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ) по ИИК номер 1.36.3, 1.36.4, 1.36.6, 1.36.8, 1.36.9 посредством электронной почты;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);
- ведение журналов событий ИИК, ИВКЭ и ИВК;
- контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ журнала событий ИИК;
- формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерений и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
- передача результатов измерений (один раз в сутки) в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭ);
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций-участников ОРЭ (по запросу);
- организация доступа к технической и служебной информации (по запросу);
- синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИИК, ИВКЭ и ИВК с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ);
- автоматизированный контроль работоспособности программно-технических средств АИИС КУЭ Каширской ГРЭС;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения (ПО) и данных от потери информации и от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (резервирование базы данных, установка пломб, паролей и т.п.);
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ Каширской ГРЭС приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав ИК АИИС КУЭ Каширской ГРЭС
|
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Состав и характеристики СИ, входящих в состав ИК (тип, коэффициент, класс точности, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ) | |||
|
уровень - ИИК |
2 уровень | ||||
|
ТТ1) |
ТН1) |
СЧ1) |
ИВКЭ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.1 |
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС -Химическая |
ТВ-220 Ктт=1000/5 КТ=0,5 19720-00 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-08 |
EPQS 122.23.27LL КТ=0,28/1,0 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №1) |
|
1.2 |
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС -Каширская ГРЭС |
ТВ-220 Ктт=1000/5 КТ=0,5 19720-00 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-08 |
EPQS 122.23.27LL КТ=0,28/1,0 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №1) |
|
1.3 |
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС -Пахра |
ТВ-220 Ктт=1000/5 КТ=0,5 19720-00 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-04 |
EPQS 122.23.27LL КТ=0,28/1,0 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2) |
|
1.4 |
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС -Образцово |
ТВ-220 Ктт=1000/5 КТ=0,5 19720-00 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-04 |
EPQS 122.23.27LL КТ=0,28/1,0 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2) |
|
1.5 |
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС -Ока I цепь |
ТВ-220 Ктт=1000/1 КТ=0,5 19720-00 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-08 |
EPQS 124.21.12LL КТ=0,58/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2) |
|
1.6 |
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС -Ока II цепь |
ТВ-220 Ктт=1000/1 КТ=0,5 19720-00 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-04 |
EPQS 124.21.12LL КТ=0,58/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2) |
|
1.7 |
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС -Г олутвин |
ТВ-220 Ктт=1000/1 КТ=0,5 19720-00 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-04 |
EPQS 124.21.12LL КТ=0,58/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №1) |
|
1.8 |
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС -Федино |
ТВ-220 Ктт=1000/1 КТ=0,5 19720-00 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-04 |
EPQS 124.21.12LL КТ=0,58/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №1) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.9 |
ШОВ 220 кВ 1-2 секции |
ТВ-220 Ктт=1000/5 КТ=0,5 19720-00 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-04 |
EPQS 122.23.27LL КТ=0,2Б/1,0 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №1) |
|
1.10 |
ОВ 3-4 220 кВ 3-4 секции |
ТВ-220 Ктт=1000/1 КТ=0,5 19720-00 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-04 |
EPQS 124.21.12LL КТ=0,5Б/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2) |
|
1.11 |
Фидер №1 РТСН-1 КРУЭ-500 кВ (Резервное питание СН 6 кВ КРУЭ-500 кВ) |
ТЛО-10 Ктт=100/5 КТ=0,2 25433-08 |
ЗНОЛ.06-6 Ктн (6000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 3344-04 |
EPQS 122.21.18LL КТ=0,5Б/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №7) |
|
1.12 |
Фидер №2 РТСН-2 КРУЭ-500 кВ (Резервное питание СН 6 кВ КРУЭ-500 кВ) |
ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ^^ 2473-05 |
ЗНОЛ.06-6 Ктн (6000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 3344-04 |
EPQS 122.21.12LL КТ=0,5Б/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №9) |
|
1.13 |
Т-22 20/6/6 кВ |
ТВТ-35М Ктт=1500/5 КлТ=0,5 3642-73 |
ЗНОМ-20-63 Ктн (20000/\3)/ (1оо/\з) КлТ=0,5 1593-62 |
EPQS 122.21.12LL КТ=0,5Б/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №6) |
|
1.14 |
Т-23 20/6/6 кВ |
GSR 540/380 Ктт=1500/5 КлТ=0,2Б 25477-03 |
ЗНОЛ.06-20 Ктн=(20000/\3)/ (100/\3) КлТ=0,5 3344-04 |
EPQS 122.21.18LL КТ=0,5Б/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №7) |
|
1.15 |
ТВ-3 20/6 кВ |
TPU 60.13 Ктт=300/5 КлТ=0,2 54944-13 |
ЗНОЛ.06-20 Ктн=(20000/\3)/ (100/\3) КлТ=0,5 3344-04 |
EPQS 122.21.18LL КТ=0,5Б/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №7) |
|
1.16 |
КЛ 220 кВ АТ-9 |
ВСТ Ктт=1600/1 КТ 0,2S 17869-05 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-08 |
EPQS 113.21.18LL КТ=0,2Б/1,0 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2) |
|
2.1 |
ВЛ 110 кВ Кашира-Стрелецкая I |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL КТ=0,5Б/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2.2 |
ВЛ 110 кВ Кашира-Стрелецкая II |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3) |
|
2.3 |
ВЛ 110 кВ Кашира-Сидорово с отпайкой |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3) |
|
2.4 |
ВЛ 110 кВ Кашира-Жилёво |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3) |
|
2.5 |
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС -Алеево |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3) |
|
2.6 |
ВЛ 110кВ Кашира-Малино |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3) |
|
2.7 |
ВЛ 110 кВ Кашира-Озёры |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4) |
|
2.8 |
ВЛ 110 кВ Кашира-Клишино |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4) |
|
2.9 |
ВЛ 110 кВ Кашира-Мордвес |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4) |
|
2.10 |
ВЛ 110 кВ Кашира-Ожерелье I с отпайкой |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2.11 |
ВЛ 110 кВ Кашира-Ожерелье II с отпайкой |
ВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4) |
|
2.12 |
ВЛ 35кВ Кашира-Город I с отп. |
ТВЭ-35 УХЛ2 Ктт=300/5 KT=0,2S 13158-04 |
ЗНОМ-35-65 Ктн (35000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 912-07 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №5) |
|
2.13 |
ВЛ 35кВ Кашира-Город II с отп. |
ТВЭ-35 УХЛ2 Ктт=300/5 KT=0,2S 13158-04 |
ЗНОМ-35-65 Ктн (35000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 912-07 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №5) |
|
2.14 |
Тр-р №1 6/0,4 кВ ООО «Кашира-Агросервис» |
ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ=0,5 2473-05 |
ЗНОЛ.06-6 Ктн (6000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 3344-04 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №9) |
|
2.15 |
Тр-р №2 6/0,4 кВ ООО «Кашира-Агросервис» |
ТВЛМ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1856-63 |
ЗНОЛ.06-6 Ктн (6000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 3344-04 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №9) |
|
2.16 |
Ф. 1 «Фекальная насосная №2» |
ТПЛ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1276-59 |
НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №11) |
|
2.17 |
Ф. 2 «Фекальная насосная №2» |
ТПЛ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1276-59 |
НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №11) |
|
2.18 |
Тр-р №1 6/0.4 кВ ОАО «НИЦ АЭС» |
ТПЛ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1276-59 |
НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №11) |
|
2.19 |
Торговый дом «Центральный» Ф. 1 |
ТК-20 Ктт=300/5 КТ=0,5 1407-60 |
_ |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №12) |
|
2.20 |
Торговый дом «Центральный» Ф. 2 |
Т-0,66 М У3 Ктт=100/5 КТ=0,5 17551-06 |
_ |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №12) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2.21 |
ГСК «Сигнал-08» |
Т-0,66 М У3 Ктт=150/5 КТ=0,5 17551-06 |
_ |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №13) |
|
2.22 |
ОАО «Вымпел-Коммуникации» |
Т-0,66 М У3 Ктт=40/5 КТ=0,5 17551-06 |
_ |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №11) |
|
2.23 |
Г ородской фидер №4 |
ТПОЛ-10 Ктт=250/5 КТ=0,5 1261-08 |
ЗНОЛ.06-3 Ктн (3000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 46738-11 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №5) |
|
2.24 |
Г ородской фидер №5 |
ТПОЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 1261-08 |
НТМИ-6 Ктн=3000/100 КТ=0,5 380-49 |
EPQS 111.23.27LL KT=0,2S/1,0 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №10) |
|
2.25 |
Г ородской фидер №6 |
ТПОЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 1261-08 |
НТМИ-6-66 Ктн=3000/100 КТ=0,5 2611-70 |
EPQS 111.23.27LL KT=0,2S/1,0 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №10) |
|
2.26 |
Городской фидер №14 |
ТПЛ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1276-59 |
НТМИ-6-66 Ктн=3000/100 КТ=0,5 2611-70 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №10) |
|
2.27 |
Спасательная станция на реке |
_ |
_ |
EPQS 136.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3) |
|
2.28 |
Ф. 2 ООО «Промстрой» |
ТПЛ-10 Ктт=200/5 КТ=0,5 1276-59 |
НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4) |
|
2.29 |
ОВ 110 кВ 1-2 |
ВСТ Ктт=1200/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3) |
|
2.30 |
ОВ 110 кВ 3-4 |
ВСТ Ктт=1200/5 КТ=0,5 17869-05 |
НКФ-110 Ктн (110)000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26452-06 |
EPQS 122.21.12LL KT=0,5S/1,0 25971-03 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4) |
|
1 |
Блок 1 |
ТШЛ 20 Ктт=12000/5 КТ=0,5 1837-63 |
ЗНОМ-20-63 Ктн (20000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 1593-62 |
EPQS 122.23.27LL KT=0,2S/1,0 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №6) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2Г |
Блок 2 |
ТШЛ 20 Ктт=12000/5 КТ=0,5 1837-63 |
ЗНОМ-20-63 Ктн (20000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 1593-62 |
EPQS 122.23.27LL КТ=0,28/1,0 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №6) |
|
3Г |
Блок 3 |
GSR 810/650 Ктт=12000/5 КТ=0,2 25477-03 |
ЗНОЛ.06-20 Ктн (20000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 3344-04 |
EPQS 122.23.27LL KT=O,2S/1,O 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №7) |
|
4 |
Блок 4 |
ТШЛ 20 Ктт=12000/5 КТ=0,2 1837-63 |
ЗНОМ-20-63 Ктн (20000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 1593-62 |
EPQS 122.23.27LL KT=O,2S/1,O 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №8) |
|
5 |
Блок 5 |
ТШЛ 20 Ктт=12000/5 КТ=0,5 1837-63 |
ЗНОМ-20-63 Ктн (20000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 1593-62 |
EPQS 122.23.27LL KT=O,2S/1,O 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №8) |
|
6 |
Блок 6 |
ТШЛ 20 Ктт=12000/5 КТ=0,2 1837-63 |
ЗНОМ-20-63 Ктн (20000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 1593-62 |
EPQS 122.23.27LL KT=O,2S/1,O 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №8) |
|
7 |
ТГ-7 |
ТШЛ 20 Ктт=8000/5 КТ=0,2 1837-63 |
ЗНОМ-15-63 Ктн (10000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 1593-70 |
EPQS 122.23.27LL KT=O,2S/1,O 25971-06 |
Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №8) |
|
1.36.3 |
Энергоблок 2 2) |
JK ELK CB3 Ктт=1000/1 KT=O,2S 41959-09 |
SU 550/B4 STL Ктн (5С)0000/\3)/ (100/^3) КТ=0,2 28006-10 |
Альфа А1800 KT=O,2S/O,5 31857-06 |
_ |
|
1.36.4 |
Энергоблок 3 2) |
JK ELK CB3 Ктт=1000/1 KT=O,2S 41959-09 |
SU 550/B4 STL Ктн (5С)0000/\3)/ (100/^3) КТ=0,2 28006-10 |
Альфа А1800 KT=O,2S/O,5 31857-06 |
_ |
|
1.36.6 |
Автотрансформатор 220 кВ 2) |
JR 0,5 Ктт=1500/1 KT=O,2S 35406-07 |
НКФ-220 Ктн (220000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 26453-08 |
Альфа А1800 KT=O,2S/O,5 31857-06 |
_ |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.36.8 |
Блок 3 (КРУ 6кВ) 2) |
ТЛО-10 Ктт=100/5 KT=0,2S 25433-08 |
ЗНОЛ-06 Ктн (6000/\'3)/ (100/^3) КТ=0,5 3344-72 |
Альфа А1800 KT=0,2S/0,5 31857-06 |
_ |
|
1.36.9 |
Блок 4 (КРУ 6кВ) 2) |
ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ=0,5 2473-05 |
ЗНОЛ-06 Ктн (6000/\3)/ (100/^3) КТ=0,5 3344-72 |
Альфа А1800 KT=0,2S/0,5 31857-06 |
_ |
|
Примечания: 1. ТТ - Трансформатор тока, ТН - трансформатор напряжения, СЧ - счетчик 2. Приведенные ниже ИК АИИС КУЭ Каширской ГРЭС соответствуют указанным ИК АИИС КУЭ ОРУ-500 кВ Каширской ГРЭС-4 (№ 40249-08 в реестре СИ ФИФ ОЕИ): ИК 1.36.3 соответствует ИК 3; ИК 1.36.4 соответствует ИК 4; ИК 1.36.6 соответствует ИК 6; ИК 1.36.8 соответствует ИК 8; ИК 1.36.9 соответствует ИК 9. 3. 3-й уровень - ИВК - общий для всех ИИК в таблице не представлен. | |||||
Принцип действия.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным измерительным цепям поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии 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.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на вход ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним основному и резервному каналам оптоволоконной связи на верхний уровень АИИС КУЭ Каширской ГРЭС (сервер баз данных - далее сервер БД), а также отображение информации по подключенным к ИВКЭ устройствам.
На верхнем уровне АИИС КУЭ Каширской ГРЭС выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД или с автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего основного канала связи используется выделенный канал доступа в Интернет, а в качестве внешнего резервного канала связи - сеть сотового оператора.
АИИС КУЭ Каширской ГРЭС оснащена системой обеспечения единого времени (СО-ЕВ), включающей в себя сервер точного времени РСТВ-01-01, внутренние часы ИВКЭ, счетчиков и сервера АИИС КУЭ Каширской ГРЭС. Сервер точного времени РСТВ-01-01 (№ 40586-09 в реестре СИ ФИФ ОЕИ) обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера АИИС КУЭ Каширской ГРЭС с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) с периодичностью один раз в минуту. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ Каширской ГРЭС осуществляется автоматически каждую минуту при расхождении времени более 900 мс с РСТВ-01-01 по NTP протоколу. Сервер АИИС КУЭ каждый сеанс синхронизирует время ИВКЭ при расхождении времени более чем 1,6 с. Синхронизация часов счетчика с часами ИВКЭ производится при расхождении более 2 с. Для этого при сеансе связи ИВКЭ со счетчиком считываются показания часов счетчика и фиксируется время рассогласования часов ИВКЭ - счетчик. В результате реализуется в автоматическом режиме синхронизация времени всех элементов АИИС КУЭ Каширской ГРЭС ИИК, ИВКЭ и ИВК с помощью СОЕВ, соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU) с пределами погрешности ± 5 с.
Программное обеспечение
К программному обеспечению (ПО) относятся следующие виды ПО:
- системное ПО;
- прикладное ПО.
Системное ПО включает в себя операционные системы сервера и компьютеров. В состав системного ПО входят следующие виды программных средств:
- Microsoft Windows Server 2012;
- Microsoft SQL Server 2012.
Прикладное ПО включает в себя:
- ПО ИИК;
- ПО ИВКЭ;
- ПО ИВК.
К ПО ИИК относится встроенное ПО счетчиков электроэнергии. Для сервисного обслуживания счетчиков (для конфигурации и чтения информации со по интерфейсу RS-485 или оптопорту) используется следующее ПО:
- QuadrCom - для счетчиков типа EPQS;
- MeterCat - для счетчиков типа Альфа А 1800.
К ПО ИВКЭ относится встроенное ПО устройства «Шлюз Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов.
Для сервисного обслуживания «Шлюз Е-422» применяется специализированное ПО версии 1.Х (где Х - вариант модификации версии) и программа метрологического обслуживания «Е-422-клиент».
К ПО ИВК относится встроенное ПО комплексов аппаратно-программных для автоматизации учета энергоресурсов «Телескоп+4».
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное программное обеспечение) |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
Сервер сбора данных |
SERVER_MZ4.dll |
1.0.1.1 |
f851b28a924da7cde6a 57eb2ba15af0c |
MD5 |
|
АРМ Энергетика |
ASCUE_MZ4.dll |
1.0.1.1 |
cda718bc6d123b63a8 822ab86c2751ca |
MD5 |
|
Пульт диспетчера |
PD_MZ4.dll |
1.0.1.1 |
2b63c8c01bcd61c4f5b 15e097f1ada2f |
MD5 |
Лист № 10
Всего листов 16
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики АИИС КУЭ Каширской ГРЭС, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ Каширской ГРЭС приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ Каширской ГРЭС активной электрической энергии, ее приращений и средней активной мощности
|
Номер точки измерений |
Классы точности ТТ; ТН; счетчика |
Диапазон измерений |
Г раницы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии, ее приращений и средней активной мощности при доверительной вероятности Р= 0,95, %, при коэффициенте мощности | ||
|
0,50 |
0,80 |
1,00 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.36,3; 1.36.4 |
ТТ 0,2S ТН 0,2 Сч 0,2S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 1,4 |
± 1,0 |
± 0,8 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,3 |
± 0,9 |
± 0,8 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,1 |
± 0,8 |
± 0,7 | ||
|
1.14; 2.12; 2.13 |
ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 0,5S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 2,3 |
± 1,7 |
± 1,5 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 2,0 |
± 1,6 |
± 1,5 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 2,0 |
± 1,6 |
± 1,5 | ||
|
1.16 |
ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 0,2S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 1,8 |
± 1,2 |
± 1,0 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,6 |
± 1,1 |
± 0,9 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,6 |
± 1,1 |
± 0,9 | ||
|
1.36.6; 1.36.8 |
ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 0,2S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 1,8 |
± 1,2 |
± 1,0 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,6 |
± 1,1 |
± 0,9 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,6 |
± 1,1 |
± 0,9 | ||
|
1.12 |
ТТ 0,5S ТН 0,5 Сч 0,5S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 2,1 |
± 1,7 |
± 1,6 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 2,0 |
± 1,7 |
± 1,5 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 2,0 |
± 1,7 |
± 1,5 | ||
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3Г; 4; 6; 7 |
ТТ 0,2 ТН 0,5 Сч 0,2S |
11(2) % < I <15 % |
- |
- |
- |
|
15 % < I <120 % |
± 2,4 |
± 1,5 |
± 1,2 | ||
|
120 % < I <1100 % |
± 1,7 |
± 1,1 |
± 1,0 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,6 |
± 1,1 |
± 0,9 | ||
|
1.11; 1.15 |
ТТ 0,2 ТН 0,5 Сч 0,5S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 2,8 |
± 2,0 |
± 1,7 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 2,2 |
± 1,7 |
± 1,5 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 2,0 |
± 1,6 |
± 1,5 | ||
|
1.36.9 |
ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 0,2S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 5,5 |
± 2,9 |
± 1,9 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 3,0 |
± 1,7 |
± 1,2 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 2,3 |
± 1,4 |
± 1,0 | ||
|
1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.9; 1; 2Г; 5; 2.24; 2.25 |
ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 0,2S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 5,5 |
± 2,9 |
± 1,9 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 3,0 |
± 1,7 |
± 1,2 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 2,3 |
± 1,4 |
± 1,0 | ||
|
1.5; 1.6; 1.7; 1.8; 1.10; 1.13; 2.1 - 2.11; 2.14 - 2.18; 2.23; 2.26; 2.28 - 2.30 |
ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 0,5S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 5,7 |
± 3,2 |
± 2,2 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 3,3 |
± 2,1 |
± 1,6 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,5 | ||
|
2.19 - 2.22 |
ТТ 0,5 ТН -Сч 0,5S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 5,5 |
± 3,1 |
± 2,1 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 3,0 |
± 1,9 |
± 1,5 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 2,3 |
± 1,6 |
± 1,4 | ||
|
2.27 |
ТТ -ТН -Сч 0,5S |
11(2) % < I <I5 % |
- |
- |
- |
|
I5 % < I <I20 % |
± 1,7 |
± 1,5 |
± 1,3 | ||
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,5 |
± 1,4 |
± 1,3 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,5 |
± 1,4 |
± 1,3 |
Лист № 12
Всего листов 16
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ Каширской ГРЭС реактивной электрической энергии, ее приращений и средней реактивной мощности
|
Номер точки измерений |
Классы точности ТТ; ТН; счетчика |
Диапазон измерений |
Г раницы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии, ее приращений и средней реактивной мощности при доверительной вероятности Р= 0,95, %, при коэффициенте мощности ^тф) | |
|
0,5 (0,866) |
0,8 (0,6) | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1.36,3; 1.36.4 |
ТТ 0,2S ТН 0,2 Сч 0,5 |
15 % < I <120 % |
± 1,0 |
± 1,2 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,0 |
± 1,2 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,0 |
± 1,1 | ||
|
1.14; 2.12; 2.13 |
ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 1 |
I5 % < I <I20 % |
± 2,1 |
± 2,7 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,8 |
± 2,0 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,8 |
± 2,0 | ||
|
1.16 |
ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 1 |
I5 % < I <I20 % |
± 2,1 |
± 2,7 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,8 |
± 2,0 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,8 |
± 2,0 | ||
|
1.36.6; 1.36.8 |
ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 0,5 |
I5 % < I <I20 % |
± 1,2 |
± 1,5 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,1 |
± 1,4 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,1 |
± 1,4 | ||
|
1.12 |
ТТ 0,5S ТН 0,5 Сч 1 |
I5 % < I <I20 % |
± 2,0 |
± 2,1 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,9 |
± 2,0 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,9 |
± 2,0 | ||
|
3Г; 4; 6; 7 |
ТТ 0,2 ТН 0,5 Сч 1 |
I5 % < I <I20 % |
± 3,5 |
± 3,9 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 3,3 |
± 3,5 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 3,3 |
± 3,4 | ||
|
1.11; 1.15 |
ТТ 0,2 ТН 0,5 Сч 1 |
I5 % < I <I20 % |
± 2,3 |
± 3,0 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,9 |
± 2,1 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,8 |
± 2,0 | ||
|
1.36.9 |
ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 0,5 |
I5 % < I <I20 % |
± 2,6 |
± 4,4 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 1,6 |
± 2,5 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 1,3 |
± 1,9 | ||
|
1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.9; 1; 2Г; 5; 2.24; 2.25 |
ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 1 |
I5 % < I <I20 % |
± 4,1 |
± 5,5 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 3,5 |
± 4,0 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 3,4 |
± 3,7 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1.5; 1.6; 1.7; 1.8; 1.10; 1.13; 2.1 - 2.11; 2.14 -2.18; 2.23; 2.26; 2.28 - 2.30 |
ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 1 |
I5 % < I <I20 % |
± 3,1 |
± 4,9 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 2,1 |
± 2,9 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 2,0 |
± 2,4 | ||
|
2.19 - 2.22 |
ТТ 0,5 ТН - Сч 1 |
I5 % < I <I20 % |
± 4,1 |
± 5,4 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 3,4 |
± 3,8 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 3,3 |
± 3,5 | ||
|
2.27 |
ТТ -ТН -Сч 1 |
I5 % < I <I20 % |
± 3,4 |
± 3,5 |
|
I20 % < I <1100 % |
± 3,2 |
± 3,2 | ||
|
1100 % < I <1120 % |
± 3,2 |
± 3,2 |
Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
а) диапазон напряжения от 0,98 ином до 1,02 ином, где ином - номинальное значение напряжения;
б) диапазон силы тока от 1 1ном до 1,2 1ном, где 1ном - номинальное значение силы тока;
в) частота (50,00 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды:
а) ТТ и ТН: от минус 40 °С до плюс 40 °С;
б) счетчиков электрической энергии: от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
в) УСПД: от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
- относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
- атмосферное давление от 96 до 104 кПа.
Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети:
а) диапазон напряжения: от 0,9 ином до 1,1 ином;
б) диапазон силы тока: от 0,02 1ном до 1,2 1ном;
- температура окружающего воздуха:
а) для ТТ и ТН: от минус 40 °С до плюс 40 °С,
б) для счетчиков электрической энергии: от 0 до плюс 30 °С,
в) для УСПД: от плюс 15 °С до плюс 40 °С;
- диапазон изменения частоты электропитания: ±1% от номинального значения.
- магнитная индукция внешнего происхождения: не более 0,5 мТл.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;
- счетчик электрической энергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;
- УСПД шлюз Е-422 - среднее время наработки на отказ не менее 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;
- устройство синхронизации времени РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 200 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.
Надежность системных решений обеспечивается резервированием питания УСПД и сервера с помощью источника бесперебойного питания, резервированием каналов связи.
Регистрация событий:
- в журнале счетчика: параметрирование, пропадание напряжения, коррекция времени;
- в журнале УСПД: параметрирование, пропадание напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика, испытательной коробки, УСПД, сервера;
- защита информации на программном уровне: результатов измерений, установка паролей на счетчик, УСПД, сервер.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ Каширской ГРЭС типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят технические средства, программное обеспечение и документация, представленные в таблицах 5, 6 и 7 соответственно.
Таблица 5 - Технические средства
|
Наименование |
Кол-во шт. |
|
1 |
2 |
|
Трансформатор тока JK ELK CB3 |
6 |
|
Трансформатор тока ТВ-220 |
30 |
|
Трансформатор тока ВСТ |
42 |
|
Трансформатор тока ТВЭ-35 УХЛ2 |
6 |
|
Трансформатор тока ТШЛ 20 |
18 |
|
Трансформатор тока GSR 810/650 |
3 |
|
Трансформатор тока GSR 540/380 |
3 |
|
Трансформатор тока ТВТ-35М |
3 |
|
Трансформатор тока TPU 60.13 |
3 |
|
Трансформатор тока ТЛО-10 |
6 |
|
Трансформатор тока ТЛМ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока ТВЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока ТПЛ-10 |
10 |
|
Трансформатор тока ТПОЛ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока Т-0,66 М У3 |
9 |
|
Трансформатор тока ТК-20 |
3 |
|
Трансформатор напряжения SU 550/B4 STL |
6 |
|
Трансформатор напряжения НКФ-220 |
12 |
|
Трансформатор напряжения НКФ-110 |
12 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65 |
6 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОМ-20-63 |
15 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-20 |
6 |
|
1 |
2 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-3 |
3 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОМ-15-63 |
3 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 |
12 |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-6 |
1 |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS |
53 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 |
5 |
|
УСПД Е-422 |
13 |
|
Сервер DL380e |
2 |
|
Сервер точного времени РСТВ-01-01 |
2 |
|
Коробка испытательная переходная ЛИМГ.301591.009 |
55 |
Таблица 6 - Программное обеспечение
|
Наименование |
Кол-во шт. |
|
Microsoft Windows Server 2012 |
2 |
|
Microsoft SQL Server 2012 |
2 |
|
Прикладное ПО ИВКЭ |
2 |
|
Прикладное ПО ИВК (ПО комплексов аппаратно-программных для автоматизации учета энергоресурсов «Телескоп+4») |
2 |
|
ПО QuadrCom для обслуживания счетчиков EPQS |
1 |
Таблица 7 - Документация
|
Наименование |
Кол-во шт. |
|
Технорабочий проект на создание АИИС КУЭ. ПК.424360-КГРЭС. |
1 |
|
Технорабочий проект на модернизацию АИИС КУЭ 2013РТС.Д0310.1-ТРП. Том I. |
1 |
|
Эксплуатационная документация. 2013РТС.Д0310.1-ТРП. Том III |
1 |
|
Документация на программное обеспечение: - АИИС КУЭ Телескоп+. Администрирование. Руководство администратора; - АИИС КУЭ Телескоп+. Описатель НСИ. Руководство администратора; - Телескоп+. АРМ Энергетика. Руководство пользователя; - Программа работы со счетчиками. Руководство пользователя; - Телескоп+4 Руководство пользователя. |
1 |
|
Паспорт-формуляр 2013РТС.Д0310.1-ТРП.ПФ |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала «Каширская ГРЭС» ОАО «Интер РАО - Электрогенерация». Методика поверки. |
1 |
Поверка
Осуществляется по документу МП 60510-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала «Каширская ГРЭС» ОАО «Интер РАО - Электрогенерация». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» в декабре 2014 г.
Рекомендуемые средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц (в диапазоне измерений от 49 до 51 Гц);
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Каширская ГРЭС» ОАО «Интер РАО - Электрогенерация» на оптовом рынке электроэнергии.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли, выполнении работ по расфасовке товаров;
- при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.
Смотрите также
