Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала "Невский" ОАО "ТГК-1"
Номер в ГРСИ РФ: | 65565-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности для определения величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 65565-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала "Невский" ОАО "ТГК-1" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 58 |
Производитель / Заявитель
АО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
Поверка
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
65565-16: Описание типа СИ | Скачать | 137.9 КБ | |
65565-16: Методика поверки 2272П-15.МП | Скачать | 690.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности для определения величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК) включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных. Все используемые компоненты ИИК имеют сертификаты или свидетельства об утверждении типа средств измерений.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) на основе устройства сбора и передачи данных RTU-325L (№ 37288-08 в Государственном реестре средств измерений), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (№ 54074-13
в Государственном реестре средств измерений), технические средства организации каналов связи, программное обеспечение.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» производства ООО «Эльстер Метроника» (№ 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя линии связи, компьютер в серверном исполнении.
Между уровнями ИИК и ИВКЭ с помощью каналообразующей аппаратуры организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ. В качестве канала применяются проводные линии связи с использованием интерфейса RS-485 (для ИК №1-46, 49-50), а также GPRS/GSM канал связи, организованный при помощи модемов (для ИК №47-48).
На уровне ИВКЭ обеспечивается хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи на уровень ИВК.
Между уровнями ИВКЭ и ИВК с помощью каналообразующей аппаратуры организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИВКЭ в ИВК. В качестве канала применяются проводные линии связи с использованием интерфейса Ethernet.
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭМ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
Первичные фазные 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 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 электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
По запросу или в автоматическом режиме с ИИК информация направляется в ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи на уровень ИВК. Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы УСПД (для ИК №1-46, 49-50). Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы GSM-модемов (для ИК № 47-48), откуда по запросу или в автоматическом режиме с ИИК информация поступает на входы УСПД.
Сервер базы данных (сервер БД), установленный в ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «ТГК-1», с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, осуществляется передача информации в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-макетов, установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации времени УССВ-2 с приемником точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УССВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное.
Часы УСПД синхронизируются с часами УССВ-2 не реже 1 раза в час при достижении рассогласования времени более чем на ±1 с. УСПД осуществляет корректировку показаний часов счетчиков электроэнергии не реже 1 раза в сутки при сеансе связи в случае обнаружения рассогласования времени более чем на ±2 с. Часы сервера БД, установленного в ОАО «ТГК-1», непрерывно синхронизируются от сервера единого времени LAN TIME SERVER.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «комплекс измерительновычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационное наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Библиотека программных модулей ПО «АльфаЦЕНТР» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Другие идентификационные данные )если имеются) |
ac_metrology.dll |
Технические характеристики
Состав и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав 1-го уровня ИК |
УСПД |
ИВК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
Г енератор Г-1 |
BDG 072А1; 4500/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 48214-11 |
TJC 6-G; 10500/100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 49111-12 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос- реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
«Альфа ЦЕНТР» № в Г ос- реестре 44595-10 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 |
2 |
Г енератор Г-2 |
BDG 072А1; 4500/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 48214-11 |
TJC 6-G; 10500/100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 49111-12 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
3 |
КЛ-220 кВ ЭС-1 Центральная ТЭЦ -Чесменская (К-271) |
VAU-245; 1000/1; к.т. 0,2S № в Г ос-реестре 53609-13 |
VAU-245; 220000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 53609-13 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос- реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
4 |
КВЛ-220 кВ ЭС-1 Центральная ТЭЦ -Южная (К-272+Л224) |
VAU-245; 1000/1; к.т. 0,2S № в Г ос-реестре 53609-13 |
VAU-245; 220000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 53609-13 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
5 |
Трансформатор Т-1, сторона 110 кВ (КРУЭ-110 кВ яч.13) |
ELK-CT0; 1250/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
6 |
Трансформатор Т-2, сторона 110 кВ (КРУЭ-110 кВ яч.16) |
ELK-CT0; 625/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
«Альфа ЦЕНТР» № в Г ос- реестре 44595-10 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 |
7 |
Трансформатор Т-3, сторона 110 кВ (КРУЭ-110 кВ яч.18) |
ELK-CT0; 625/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
8 |
КЛ 110 кВ Юсуповская - ЭС-1 Центральной ТЭЦ №2 (К-177) |
ELK-CT0; 625/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
9 |
КВЛ 110 кВ ЭС-1 Центральной ТЭЦ -Чесменская I цепь (КВЛ 110кВ Московс-кая-1+ К-112) |
ELK-CT0; 625/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
10 |
КЛ 110 кВ ЭС-1 Центральной ТЭЦ -Боровая №2 (К-139) |
ELK-CT0; 625/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
КЛ 110 кВ ЭС-1 Центральной ТЭЦ -Бородинская №2 (К-111) |
ELK-CT0; 1250/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
«Альфа ЦЕНТР» № в Г ос- реестре 44595-10 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 |
12 |
КЛ 110 кВ Юсуповская - ЭС-1 Центральной ТЭЦ №1 (К-176) |
ELK-CT0; 625/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
13 |
КВЛ 110 кВ ЭС-1 Центральной ТЭЦ -Чесменская II цепь (КВЛ 110кВ Московс-кая-2+ К-113) |
ELK-CT0; 625/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
14 |
КЛ 110 кВ ЭС-1 Центральной ТЭЦ -Бородинская №1 (К-110) |
ELK-CT0; 1250/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
15 |
КЛ 110 кВ ЭС-1 Центральной ТЭЦ -Боровая №1 (К-138) |
ELK-CT0; 625/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
16 |
Блочный трансформатор 110 кВ ТБ-1 |
ELK-CT0; 500/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
«Альфа ЦЕНТР» № в Г ос- реестре 44595-10 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 |
17 |
Блочный трансформатор 110 кВ ТБ-2 |
ELK-CT0; 500/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
18 |
ТСНР 110 кВ |
ELK-CT0; 500/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
19 |
АТ-1 110 кВ |
ELK-CT0; 1250/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
20 |
АТ-2 110 кВ |
ELK-CT0; 1250/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 58213-14 |
EGK 145-3/VT1; 110000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 41074-09 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
21 |
АТ-1 (10 кВ), СН КРУЭ-110 кВ |
ТЛО-10; 100/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 25433-11 |
ЗНОЛП-10; 10000/100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 46738-11 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
«Альфа ЦЕНТР» № в Г ос- реестре 44595-10 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 |
22 |
АТ-2 (10 кВ), СН КРУЭ-110 кВ |
ТЛО-10; 100/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 25433-11 |
ЗНОЛП-10; 10000/100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 46738-11 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
23 |
ТСНР секция 1 6кВ |
ТЛО-10; 1200/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 25433-11 |
ЗНОЛП-6; 6000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 46738-11 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
24 |
ТСНР секция 2 6 кВ |
ТЛО-10; 1200/1; к.т. 0,2S; № в Г ос-реестре 25433-11 |
ЗНОЛП-6; 6000/ 100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 46738-11 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
25 |
ТСНО-1 10 кВ |
ТВ-СВЭЛ; 1000/1; к.т. 0,2S; № в Г ос- реестре 42663-09 |
TJC 6-G; 10500/100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 49111-12 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 | |
26 |
ТСНО-2 10 кВ |
ТВ-СВЭЛ; 1000/1; к.т. 0,2S; № в Г ос- реестре 42663-09 |
TJC 6-G; 10500/100; к.т. 0,2; № в Гос-реестре 49111-12 |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/0,5; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±2,1 ±2,4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
27 |
АТ-1 (0,4 кВ) СН ЭС-1 |
Т-0,66; 1000/5; к.т. 0,5S; № в Г ос- реестре 52667-13 |
- |
Альфа А1800; к.т. 0,5S/1,0; № в Г ос- реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
«Альфа ЦЕНТР» № в Г ос- реестре 44595-10 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,2 |
±5,5 ±5,0 |
28 |
АТ-2 (0,4кВ) СН ЭС-1 |
Т-0,66; 1000/5; к.т. 0,5S; № в Г ос- реестре 52667-13 |
- |
Альфа А1800; к.т. 0,2S/1,0; № в Г ос-реестре 31857-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,2 |
±5,5 ±5,0 | |
29 |
АТ-1 (0,4 кВ), МРЭС |
ТТН; 1000/5; к.т. 0,5S; № в Г ос-реестре 41260-09 |
- |
Меркурий 234; к.т. 0,5S/1,0; № в Г ос-реестре 48266-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,2 |
±5,5 ±5,0 | |
30 |
АТ-2 (0,4 кВ), МРЭС |
ТТН; 1000/5; к.т. 0,5S; № в Г ос-реестре 41260-09 |
- |
Меркурий 234; к.т. 0,5S/1,0; № в Г ос-реестре 48266-11 |
RTU-325L; № в Г ос-реестре 37288-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,2 |
±5,5 ±5,0 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,8 инд.;
- температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4Гц;
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,05 - 1,2) Ihom, 0,5 инд < cos9 < 0,8 емк;
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40
до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха до 90 %;
- давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - для Альфа А1800 глубина хранения данных графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут составляет не менее 1200 дней, для Меркурий 234 глубина хранения 30-ти минутных срезов мощности составляет не менее 170 суток;
- УСПД - для RTU-325L глубина хранения архива измеренных величин с 30-минутным интервалом составляет не менее 45 дней;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.
6. Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии - для Альфа А1800 среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа, для Меркурий 234 среднее время наработки на отказ не менее 220000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД - для RTU-325L среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 0,5 часа.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 - Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия |
Кол-во шт. |
Примечание |
Счетчик электрической энергии многофункциональный Альфа А1800 |
28 | |
Счетчик электрической энергии многофункциональный Меркурий 234 |
2 | |
Трансформатор тока BDG |
6 | |
Трансформатор тока VAU-245 |
6 | |
Трансформатор тока ELK-CT0 |
48 | |
Трансформатор тока ТЛО-10 |
12 | |
Трансформатор тока ТВ-СВЭЛ |
6 | |
Трансформатор тока Т-0,66 |
6 | |
Трансформатор тока ТТН-100 |
6 | |
Трансформатор напряжения TJC 6-G |
12 | |
Трансформатор напряжения VAU-245 |
6 | |
Трансформатор напряжения EGK 145-3/VT1 |
4 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛП-10 |
6 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛП-6 |
6 | |
Устройство синхронизации времени УССВ-2 |
2 | |
GSM-модем IRZ ATM2-485 |
1 | |
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L |
2 |
Наименование изделия |
Кол-во шт. |
Примечание |
Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» |
1 | |
Методика поверки 2272П-15.МП |
1 | |
Инструкция по эксплуатации 2272П-15.ИЭ |
1 | |
Паспорт 2272П-15.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу 2272П-15.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» Методика поверки», утвержденному ФБУ «Марийский ЦСМ» 26.08.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»;
- для счетчиков электрической энергии трехфазных статических Меркурий 234 -в соответствии с методикой поверки «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке клеймом и (или) наклеивание клейма в виде наклейки.
Сведения о методах измерений
Метод измерений описан в методике измерений «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» 2272П-15.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы
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.