Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КПГЭС филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1"
| Номер в ГРСИ РФ: | 64179-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО НТЦ "Электроцентромонтаж", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КПГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64179-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КПГЭС филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 06.06.2021 |
Производитель / Заявитель
Санкт-Петербургское управление - филиал АО "Электроцентромонтаж", г.Москва
Поверка
| 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 | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 64179-16: Описание типа СИ | Скачать | 145.5 КБ | |
| 64179-16: Методика поверки | Скачать | 1.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КПГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325-E1-256-M3-B8-Q-I2-G (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) КПГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. В качестве основного выделенного канала связи используется корпоративная сеть передачи данных по интерфейсам Ethernet - ВОЛС - Ethernet в ЛВС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1». Для передачи может быть задействована волоконнооптическая линия связи (ВОЛС) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» или арендуемая ВОЛС. В качестве резервных выделенных каналов передачи данных может быть задействованы коммутируемый канал сотовой связи стандарта GSM 900/1800 МГц или коммутируемый канал телефонной сети связи общего пользования (ТфССОП). При выходе из строя линий связи или УСПД ИВКЭ предусмотрен ручной сбор измерительной информации с оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с последующим переносом этой информации в базу данных сервера.
Сервер БД ИВК АИИС КУЭ, установленный в ЦСОИ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД ИВК АИИС КУЭ. Один раз в сутки учетная информация по инициативе ИВК АИИС КУЭ, в соответствии с согласованными сторонами регламентами, передается в ОАО «АТС» и другие организации-участники оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±0,1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ более чем на ±2 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени УССВ не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД и УСПД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 15.04.01, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.04 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерении под № 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
Кайтакоски ГЭС (ГЭС-4) Каскада Пазских ГЭС, РУ-6 кВ Г-1 |
ТЛП-10-3 УЗ Кл. т. 0,5S 750/5 Зав. № 11468; Зав. № 11470; Зав. № 11472 |
ЗНОЛ-ЭК-10 М2 Кл. т. 0,2 6600:^3/110:^3 Зав. № 14-29891; Зав. № 14-29892; Зав. № 14-29893 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01176667 |
RTU-325-Е1-256-M3-88-Q-I2-G Зав. № 000964 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,6 |
|
2 |
Кайтакоски ГЭС (ГЭС-4) Каскада Пазских ГЭС, РУ-6 кВ Г-2 |
ТЛП-10-3 УЗ Кл. т. 0,5S 750/5 Зав. № 11469; Зав. № 11467; Зав. № 11471 |
UGE 3-35 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 07-037197; Зав. № 07-037212; Зав. № 07-037191 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01176647 |
RTU-325-Е1-256-M3-88-Q-I2-G Зав. № 000964 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
3 |
Кайтакоски ГЭС (ГЭС-4) Каскада Пазских ГЭС, ВЛ-35 кВ М-49 |
GIF 36 - 59 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 10606303; Зав. № 10606302; Зав. № 10606300 |
VEF 36-03 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 10606307; Зав. № 10606308; Зав. № 10606309 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01169453 |
RTU-325-Е1-256-M3-88-Q-I2-G Зав. № 000964 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
Кайтакоски ГЭС (ГЭС-4) Каскада Пазских ГЭС, ВЛ-35 кВ М-58 |
GIF 36 - 59 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 10606297; Зав. № 10606296; Зав. № 10606295 |
VEF 36-03 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 10606307; Зав. № 10606308; Зав. № 10606309 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01176688 |
RTU-325-Е1-256-M3-38-Q-I2-G Зав. № 000964 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
5 |
Кайтакоски ГЭС (ГЭС-4) Каскада Пазских ГЭС, ВЛ-110 кВ ОЛ-130 |
OSKF 126 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав . № 474987; Зав. № 474986; Зав. № 474985 |
OTEF 126 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 475113; Зав. № 475115; Зав. № 475112 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01176649 |
RTU-325-Е1-256-M3-38-Q-I2-G Зав. № 000964 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,4 |
|
6 |
Янискоски ГЭС (ГЭС-5) Каскада Пазских ГЭС, РУ-6 кВ Г-1 |
ТЛП-10-1 УЗ Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 11237; Зав. № 11240; Зав. № 11243 |
UGE 3-35 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 07-037153; Зав. № 07-037160; Зав. № 07-037162 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01176650 |
RTU-325-Е1-256-M3-38-Q-I2-G Зав. № 000968 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
7 |
Янискоски ГЭС (ГЭС-5) Каскада Пазских ГЭС, РУ-6 кВ Г-2 |
ТЛП-10-1 УЗ Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 11247; Зав. № 11244; Зав. № 11246 |
UGE 3-35 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 07-037163; Зав. № 07-037164; Зав. № 07-037166 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01176636 |
RTU-325-Е1-256-M3-38-Q-I2-G Зав. № 000968 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
8 |
Янискоски ГЭС (ГЭС-5) Каскада Пазских ГЭС, РУ-35 кВ М-58 |
GIF 36 - 59 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав . № 10606299; Зав. № 10606298; Зав. № 10606301 |
VEF 36-03 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 10606310; Зав. № 10606311; Зав. № 10606312 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01169450 |
RTU-325-Е1-256-M3-38-Q-I2-G Зав. № 000968 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
9 |
Янискоски ГЭС (ГЭС-5) Каскада Пазских ГЭС, ЗРУ-110 кВ Т-1 |
OSKF 126 Кл. т. 0,2S 200/5 Зав . №2 474978; Зав. № 474977; Зав. № 474976 |
OTEF 126 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 475111; Зав. № 475116; Зав. № 475118 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01176640 |
RTU-325-Е1-256-M3-88-Q-I2-G Зав. № 000968 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,4 |
|
10 |
Янискоски ГЭС (ГЭС-5) Каскада Пазских ГЭС, ЗРУ-110 кВ Т-2 |
OSKF 126 Кл. т. 0,2S 200/5 Зав. № 474979; Зав. № 474980; Зав. № 474981 |
OTEF 126 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 475111; Зав. № 475116; Зав. № 475118 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01172438 |
RTU-325-Е1-256-M3-88-Q-I2-G Зав. № 000968 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,4 |
|
11 |
Янискоски ГЭС (ГЭС-5) Каскада Пазских ГЭС, РУ-35 кВ Т-7 Л-6 |
GIF 36 - 59 Кл. т. 0,5S 75/5 Зав . №2 10606660; Зав. № 10606659; Зав. № 10606661 |
VEF 36-03 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 10606310; Зав. № 10606311; Зав. № 10606312 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01169454 |
RTU-325-Е1-256-M3-88-Q-I2-G Зав. № 000968 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
12 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, РУ-10 кВ Г-1 |
ТЛП-10-3 УЗ Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 11432; Зав. № 11435; Зав. № 11431 |
UGE 3-35 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 07-037050; Зав. № 07-037076; Зав. № 07-037080 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01280491 |
RTU-325-Е1-256-M3-88-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
13 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, РУ-10 кВ Г-2 |
ТЛП-10-3 УЗ Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 11433; Зав. № 11436; Зав. № 11430 |
ЗНОЛ-ЭК-10 М2 Кл. т. 0,2 10000:^3/100:^3 Зав. № 14-29917; Зав. № 14-29918; Зав. № 14-29919 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01280496 |
RTU-325-Е1-256-M3-E8-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,6 |
|
14 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, РУ-10 кВ Г-3 |
ТЛП-10-3 УЗ Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 11428; Зав. № 11429; Зав. № 11434 |
UGE 3-35 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 07-037107; Зав. № 07-037108; Зав. № 07-037110 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01280498 |
RTU-325-Е1-256-M3-E8-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
15 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, ОРУ-110 кВ Л-130 |
VAU-123 Кл. т. 0,2S 400/5 Зав . № 31100719; Зав. № 31100720; Зав. № 31100721 |
VAU-123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 31100719; Зав. № 31100720; Зав. № 31100721 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01280492 |
RTU-325-Е1-256-M3-E8-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,4 |
|
16 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, ОРУ-110 кВ Л-133 |
VAU-123 Кл. т. 0,2S 400/5 Зав . № 31100725; Зав. № 31100726; Зав. № 31100727 |
VAU-123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 31100725; Зав. № 31100726; Зав. № 31100727 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01280495 |
RTU-325-Е1-256-М3-В8^-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,4 |
|
17 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, ОРУ-110 кВ Л-132 |
VAU-123 Кл. т. 0,2S 400/5 Зав. № 31100722; Зав. № 31100723; Зав. № 31100724 |
VAU-123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 31100722; Зав. № 31100723; Зав. № 31100724 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01280501 |
RTU-325-Е1-256-М3-В8^-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,4 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
18 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, РУ-30 кВ ЛК-15 |
GIF 36 - 59 Кл. т. 0,5S 30/5 Зав. № 10606282; Зав. № 10606278; Зав. № 10606281 |
VEF 36-03 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 10606313; Зав. № 10606315; Зав. № 10606314 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01193476 |
RTU-325-Е1-256-M3-38-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
19 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, РУ-30 кВ ЛМ-57 |
GIF 36 - 59 Кл. т. 0,5S 30/5 Зав. № 10606280; Зав. № 10606279; Зав. № 10606277 |
VEF 36-03 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 10606313; Зав. № 10606315; Зав. № 10606314 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01193498 |
RTU-325-Е1-256-M3-38-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
20 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, РУ-30 кВ ВЛ-30 кВ В/Ч |
GIF 36 - 59 Кл. т. 0,5S 25/5 Зав . № 10606272; Зав. № 10606273; Зав. № 10606271 |
VEF 36-03 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 10606313; Зав. № 10606315; Зав. № 10606314 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01193408 |
RTU-325-Е1-256-M3-38-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
21 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, РУСН-0,4 кВ ф. Магазин М-2 |
- |
- |
A2R2-4-AL-C29-H Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288228 |
RTU-325-Е1-256-M3-38-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±3,5 |
|
22 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, РУСН-0,4 кВ (РУ-30 кВ) ф. Кафе |
- |
- |
A2R2-4-L-C29-Q Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01176734 |
RTU-325-Е1-256-M3-38-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±3,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
23 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, РУСН-0,4 кВ ф. ГПЗ «Пасвик», административн ое здание |
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 243964; Зав. № 244118; Зав. № 244119 |
- |
A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01293832 |
RTU-325-Е1-256-M3-E8-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 |
|
24 |
Раякоски ГЭС (ГЭС-6) Каскада Пазских ГЭС, РУСН-0,4 кВ ф. ГОКУ «Печенгское подразделение ГПС Мурманской области» пожарное депо |
- |
- |
A2R2-4-AL-C29-Q Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288225 |
RTU-325-Е1-256-M3-E8-Q-I2-G Зав. № 000979 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±3,5 |
|
25 |
Хевоскоски ГЭС (ГЭС-7) Каскада Пазских ГЭС, РУ-10 кВ Г-1 |
ТЛП-10-1 УЗ Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 11236; Зав. № 11238; Зав. № 11239 |
UGE 3-35 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 07-037112; Зав. № 07-037113; Зав. № 07-037114 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01282457 |
RTU-325-Е1-256-M3-E8-Q-I2-G Зав. № 000972 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
26 |
Хевоскоски ГЭС (ГЭС-7) Каскада Пазских ГЭС, РУ-10 кВ Г-2 |
ТЛП-10-1 УЗ Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 11241; Зав. № 11242; Зав. № 11245 |
UGE 3-35 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 07-037120; Зав. № 07-037121; Зав. № 07-037129 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01282460 |
RTU-325-Е1-256-М3-В8^-I2-G Зав. № 000972 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
27 |
Хевоскоски ГЭС (ГЭС-7) Каскада Пазских ГЭС, ОРУ-110 кВ ОЛ-132 |
OSKF 126 Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 474971; Зав. № 474967; Зав. № 474972 |
OTEF 126 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 475123; Зав. № 475120; Зав. № 475125 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01282461 |
RTU-325-Е1-256-M3-E8-Q-I2-G Зав. № 000972 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,4 |
|
28 |
Хевоскоски ГЭС (ГЭС-7) Каскада Пазских ГЭС, ОРУ-110 кВ ОЛ-133 |
OSKF 126 Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 474970; Зав. № 474968; Зав. № 474969 |
OTEF 126 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 475127; Зав. № 475121; Зав. № 475126 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01282458 |
RTU-325-Е1-256-M3-E8-Q-I2-G Зав. № 000972 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,4 |
|
29 |
Борисоглебская ГЭС (ГЭС-8) Каскада Пазских ГЭС, РУ-10 кВ Г-1 |
ТЛП-10-1 УЗ Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 11248; Зав. № 11249; Зав. № 11250 |
UGE 3-35 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 07-037151; Зав. № 07-037134; Зав. № 07-037133 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01176641 |
RTU-325-Е1-256-M3-E8-Q-I2-G Зав. № 000969 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
30 |
Борисоглебская ГЭС (ГЭС-8) Каскада Пазских ГЭС, РУ-10 кВ Г-2 - |
ТЛП-10-1 УЗ Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 11253; Зав. № 11251; Зав. № 11252 |
UGE 3-35 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 07-037054; Зав. № 07-037092; Зав. № 07-037055 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01176660 |
RTU-325-Е1-256-М3-В8^-I2-G Зав. № 000969 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
31 |
Борисоглебская ГЭС (ГЭС-8) Каскада Пазских ГЭС, ОРУ-150 кВ Л-167 |
VAU-245 Кл. т. 0,2S 300/1 Зав. № 31400057; Зав. № 31400058; Зав. № 31400059 |
VAU-245 Кл. т. 0,2 154000:^3/100:^3 Зав. № 31400057; Зав. № 31400058; Зав. № 31400059 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225154 |
RTU-325-Е1-256-М3-В8^-I2-G Зав. № 000969 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,4 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
32 |
Борисоглебская ГЭС (ГЭС-8) Каскада Пазских ГЭС, РУ-10 кВ ТП «Поселок» ф. «Таможня» |
ТЛП-10-5 УЗ Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 11531; Зав. № 11532; Зав. № 11530 |
UGE 3-35 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 07-037132; Зав. № 07-037139; Зав. № 07-037145 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01193418 |
RTU-325-Е1-256-M3-88-Q-I2-G Зав. № 000969 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
33 |
Борисоглебская ГЭС (ГЭС-8) Каскада Пазских ГЭС, РУ-0,4 кВ ТП «Поселок» ф. «Освещение и отопление таможни» |
- |
- |
A2R2-4-AL-C29-Q Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01293835 |
RTU-325-Е1-256-M3-88-Q-I2-G Зав. № 000969 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±3,5 |
|
34 |
Борисоглебская ГЭС (ГЭС-8) Каскада Пазских ГЭС, РУ-0,4 кВ ТП «Поселок» ф. «Вышка Мегафон» |
- |
- |
А2R2-4-АL-C29-П Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288231 |
RTU-325-Е1-256- M3-88-Q-I2-G Зав. № 000969 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±3,5 |
|
35 |
Борисоглебская ГЭС (ГЭС-8) Каскада Пазских ГЭС, РУ-0,4 кВ ТП «Поселок» ф. «Вышка МТС» |
- |
- |
A2R2-4-AL-C29-Q Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01288230 |
RTU-325-Е1-256-M3-88-Q-I2-G Зав. № 000969 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±3,5 |
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 35 от плюс 10 до 35 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
35 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C: |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C |
от +10 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - A18O2RALQ-P4GB-DW-4, A18O5RALQ-P4GB-DW-4, A18O5RAL-P4GB-DW-4, A18O2RAL-P4GB-DW-4 |
120000 |
|
- A2R2-4-AL-C29-Q, A2R2-4-L-C29-H, |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч |
40000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Окончание таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) КПГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10-3 УЗ |
30709-07 |
15 |
|
Трансформатор тока |
GIF 36 - 59 |
29713-06 |
21 |
|
Трансформатор тока |
OSKF 126 |
29687-05 |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10-1 УЗ |
30709-07 |
18 |
|
Трансформатор тока |
VAU-123 |
53609-13 |
9 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 УЗ |
52667-13 |
3 |
|
Трансформатор тока |
VAU-245 |
53609-13 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10—5 УЗ |
30709-05 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-10 М2 |
47583-11 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
UGE 3-35 |
25475-03 |
30 |
|
Трансформатор напряжения |
VEF 36-03 |
29712-06 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
OTEF 126 |
63404-16 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
VAU-123 |
53609-13 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
VAU-245 |
53609-13 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
31857-06 |
9 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
31857-06 |
8 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
10 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
А2К2-4-ЛЬ-С29-П |
27428-09 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A2R2-4-L-С29-П |
27428-04 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Л2К2-4-ЛЬ-С29-П |
27428-09 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325-E1-256-M3-B8-Q-I2-G |
19495-03 |
5 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦентр» |
- |
1 |
Окончание таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Методика поверки |
МП 64179-16 с Изменением №1 |
- |
1 |
|
Формуляр |
БЕКВ.422231.037.Ф1 |
- |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64179-16 с Изменением №1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КПГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 27.11.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков A1802RALQ-P4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков A1805RALQ-P4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков A1802RALQ-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков A2R2-4-AL-C29-n - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков A2R2-4-L-С29-П - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков A1805RAL-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков A2R2-4-AL-С29-П - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков A1802RAL-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД RTU-325-E1-256- M3-B8-Q-I2-G - по документу «Комплексы аппартано-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КПГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
