Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Волга"
| Номер в ГРСИ РФ: | 73716-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга» (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 | 73716-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Волга" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 587 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 73716-18: Описание типа СИ | Скачать | 124.1 КБ | |
| 73716-18: Методика поверки МП 075-2018 | Скачать | 989 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга» (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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-327-E1-BO4-MO4, RTU-327-E1-B16-M16 (далее - УСПД), NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД) АО «Волга», автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) АО «Волга», программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
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 O,O2 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 O,O2 с мощности, вычисляется для интервалов времени 3O мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 3O 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. Сервер БД АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ.
АРМ АО «Волга» в автоматическом режиме по сети Internet с использованием ЭП раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. В качестве источника синхронизации времени используется NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 осуществляется от сигналов шкалы Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 относительно шкалы времени UTS (SU) не превышает 10 мс. NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16. Коррекция часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 проводится при расхождении часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 и времени NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 более чем на ±1 с.
Коррекция часов сервера баз данных (БД) проводится при расхождении часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 и сервера баз данных (БД) более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД RTU-327-E1-BO4-MO4 проводится при расхождении часов сервера баз данных (БД) и УСПД RTU-327-E1-BO4-MO4 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.05, 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 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
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 ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/ УССВ/ Сервер |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС 110 кВ Накат | ||||||||
|
1 |
ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.14, ВЛ-110 кВ №102 |
ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327-E1-В04-М04 Рег. № 41907-09 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
2 |
ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.1, отпайка от ВЛ-110 кВ ГЭС-ЦБК |
ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
3 |
ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.10, ВЛ-110 кВ ГЭС-ЦБК |
ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
HP ProLiant DL380 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, III с.ш. 6 кВ, Яч.21, КЛ-6 кВ ф.621 |
ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±1,1 |
±3,1 | ||
|
4 |
Коэф. тр. 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
реактивная |
±2,7 |
±5,6 | |||
|
ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, II с.ш. 6 кВ, Яч.12, КЛ-6 кВ ф.612 |
ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±1,1 |
±3,1 | ||
|
5 |
Коэф. тр. 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327-E1-В04-М04 Рег. № 41907-09 |
реактивная |
±2,7 |
±5,6 | ||
|
6 |
ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, Яч.32, КЛ-632 6 кВ |
ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
7 |
ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, Яч.28, КЛ-673 6 кВ |
ТПЛ-10-У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 1276-59 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-2 6 кВ, I с.ш. 6 кВ, Яч.9, КЛ-675 6 кВ |
ТПЛ-10-У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 1276-59 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±1,1 |
±3,1 | ||
|
8 |
Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 |
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
реактивная |
±2,7 |
±5,6 |
|
ПС 110 кВ №1 | ||||||||
|
9 |
ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, Яч.36, КЛ-636 6 кВ |
ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327-E1-В04-М04 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
10 |
ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, Яч.13, КЛ-6 кВ |
ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
11 |
ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, Яч.46, КЛ-6 кВ |
ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
ПС 110 кВ БЦКК | ||||||||
|
12 |
ПС 110 кВ БЦКК, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, Яч.39, КЛ-639 6 кВ |
ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 2473-05 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327-E1-В04-М04 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
13 |
ПС 110 кВ БЦКК, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, Яч.44, КЛ-644 6 кВ |
ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 2473-05 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Нижегородская ГРЭС | ||||||||
|
14 |
Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №101 |
ТФЗМ 110Б-1У У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
15 |
Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №102 |
ТФЗМ 110Б-1У У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
16 |
Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №103 |
ТФЗМ 110Б-1У У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
17 |
Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №104 |
ТФЗМ 110Б-1У У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
18 |
Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №106 |
ТФЗМ 110Б-1У У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
19 |
Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №107 |
ТФЗМ 110Б-1У У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04 |
НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
20 |
Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №108 |
ТФЗМ 110Б-1У У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04 |
НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
21 |
Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, СВВ 1-3 |
ТФЗМ 110Б-1У У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
22 |
Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, СВВ 2-4 |
ТФЗМ 110Б-1У У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04 |
НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
23 |
Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ 3ГТ, ввод 110 кВ Т-13 |
ТВ-110-П Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 19720-00 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
24 |
Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ 3ГТ, МВ-СВ ОРУ-3ГТ |
ТВИ-110 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 30559-05 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
25 |
Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ, 2 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.14, КЛ-1 6 кВ ЦРП г.Балахна |
ТПОФ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
26 |
Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ, 2 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.11, КЛ-2 6 кВ ЦРП г.Балахна |
ТПОФ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
27 |
Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ, 1 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.3, КЛ-3 6 кВ ЦРП г.Балахна |
ТПОФ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50 |
ЗНОЛ.06-6 У1 Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
РУ-6 кВ Волжская насосная станция | ||||||||
|
28 |
РУ-6 кВ Волжская насосная станция, 2 с.ш. 6 кВ, Яч.10 |
ТПФ10-0,5 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 150/5 Рег. № 517-50 |
ЗНОЛ-06-6 У3 Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±3,0 ±5,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
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 cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05)-!ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 28 от минус 40 до плюс 35 °C.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
28 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) 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, оС |
от -40 до +35 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД и сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД RTU-327-E1-BO4-MO4 |
40000 |
|
для УСПД RTU-327-E1-B16-M16 |
40000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
113,7 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
|
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 АИИС КУЭ 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 |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 У3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М У2 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М У2 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВУ-110-50 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТПОФ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-1У У1 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-1У У1 |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110-II |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВИ-110 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10-1 У3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПФ10-0,5 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6У3 |
18 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6У3 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6 У1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
21 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-06-6 У3 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
28 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327-E1-BO4-MO4 |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327-E1-B16-M16 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 |
1 |
|
Программное обеспечение |
АльфаЦЕНТР |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant DL380 G5 |
1 |
|
Методика поверки |
МП 075-2018 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.587 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 075-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 06.11.2018 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 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- УСПД RTU-327-E1-BO4-MO4, RTU-327-E1-B16-M16 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.
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) АО «Волга», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 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
