Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "ОГК-2" - Ставропольская ГРЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 83787-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" (ПАО "ОГК-2"), п. Солнечнодольск, Изобильненский район, Ставропольский край |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «ОГК-2» - Ставропольская ГРЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 83787-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "ОГК-2" - Ставропольская ГРЭС |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 023 |
Производитель / Заявитель
Филиал Публичного акционерного общества "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" - Ставропольская ГРЭС (Филиал ПАО "ОГК-2" - Ставропольская ГРЭС), Ставропольский край, Изобильненский р-н, п. Солнечнодольск
РОССИЯ
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 | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 83787-21: Описание типа СИ | Скачать | 356.2 КБ | |
| 83787-21: Методика поверки | Скачать | 11.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «ОГК-2» - Ставропольская ГРЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (сервер БД), устройство синхронизации времени (УСВ), программное обеспечение (ПО), технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура), 2 автоматизированных рабочих места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от счетчиков АИИС КУЭ (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- доступ к информации и её передачу в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) и другие заинтересованные организации;
- передачу информации в АО «АТС».
Первичные токи и первичные напряжения трансформируются измерительными ТТ и ТН в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии.
Электронные счетчики электрической энергии, входящие в состав ИИК, предназначены для измерения и преобразования в цифровой код активной (реактивной) электрической энергии, интегрирование результатов измерений на получасовых интервалах, сохранение полученных значений в памяти счетчика с привязкой к текущему времени. К каждому счетчику подключен резервный источник гарантированного питания. Переключение на источник резервного питания осуществляется автоматически.
Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485. Полученная информация записывается в УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Данные из УСПД поступают в сервер БД уровня ИВК для последующего хранения и передачи.
Передача информации коммерческому оператору оптового рынка электрической энергии и мощности (АО «АТС»), в региональное подразделение АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям осуществляется с уровня ИВК в автоматизированном режиме от сервера БД с помощью сети Internet и (или) АРМов, входящих в ИВК, по электронной почте в виде файлов формата XML.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя УСВ, встроенные часы сервера БД, УСПД и счетчиков электрической энергии. УСВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
УСПД уровня ИВКЭ получает сигналы точного времени от УСВ. Сравнение часов УСПД и УСВ происходит непрерывно, синхронизация часов УСПД и УСВ проводится при расхождении показаний часов на величину более чем ±1 с.
УСПД осуществляет синхронизацию времени часов сервера БД при каждом сеансе связи сервер БД - УСПД, но не реже одного раза в 30 минут. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД более чем на ±2 с.
УСПД осуществляет синхронизацию времени часов счетчиков при каждом сеансе связи УСПД - счетчик, но не реже одного раза в 30 минут. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±3 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. Заводской номер средства измерений наносится в паспорт-формуляр АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||||
|
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
УСПД |
УСВ | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
1 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-500 кВ, ячейка №7, ВЛ-500 кВ Ставропольская ГРЭС -Центральная (Л-501) |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 2000/1 № 3639-73 |
А |
ТФНКД-500-II |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
ТФНКД-500-II | ||||||
|
С |
ТФНКД-500-II | ||||||
|
II |
Кт = 0,5 Ктт = 2000/1 № 3639-73 |
А |
ТФНКД-500-II | ||||
|
В |
ТФНКД-500-II | ||||||
|
С |
ТФНКД-500-II | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 28008-09 |
А |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 28008-09 |
А |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 28008-09 |
А |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
2 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-500 кВ, ячейка №3, ВЛ-500 кВ Ставропольская ГРЭС -Тихорецк (Л-502) |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 2000/1 № 3639-73 |
А |
ТФЗМ 500Б-1У1 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
ТФЗМ 500Б-1У1 | ||||||
|
С |
ТФЗМ 500Б-1У1 | ||||||
|
II |
Кт = 0,5 Ктт = 2000/1 № 3639-73 |
А |
ТФЗМ 500Б-1У1 | ||||
|
В |
ТФЗМ 500Б-1У1 | ||||||
|
С |
ТФЗМ 500Б-1У1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 28008-04 |
А |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 28008-09 |
А |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 № 28008-09 |
А |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-500 УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
3 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-330 кВ, ячейка №4, ВЛ-330 кВ Ставропольская ГРЭС -Армавир I цепь (Л-330-14) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 2000/1 № 80215-20 |
А |
ТФУМ 330А-ПУ1 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
С |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
II |
Кт = 0,2 Ктт = 2000/1 № 80215-20 |
А |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||
|
В |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
С |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 330000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-330 У1 | ||||
|
В |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
С |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 330000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-330 У1 | ||||
|
В |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
С |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
4 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-330 кВ, ячейка №2, ВЛ-330 кВ Ставропольская ГРЭС -Армавир II цепь (Л-330-15) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 2000/1 № 80215-20 |
А |
ТФУМ 330А-ПУ1 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
С |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
II |
Кт = 0,2 Ктт = 2000/1 № 80215-20 |
А |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||
|
В |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
С |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 330000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-330 У1 | ||||
|
В |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
С |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 330000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-330 У1 | ||||
|
В |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
С |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
5 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-330 кВ, ячейка №6, ВЛ-330 кВ Ставропольская ГРЭС -Солнечный Дар (Л-330-17) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 2000/1 № 80215-20 |
А |
ТФУМ 330А-ПУ1 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
С |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
II |
Кт = 0,2 Ктт = 2000/1 № 80215-20 |
А |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||
|
В |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
С |
ТФУМ 330А-ПУ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 330000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-330 У1 | ||||
|
В |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
С |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 330000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-330 У1 | ||||
|
В |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
С |
НАМИ-330 У1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
6 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ячейка №7, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -Красная Заря (Л-116) |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 44640-10 |
А |
ТОГФ-110 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
ТОГФ-110 | ||||||
|
С |
ТОГФ-110 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
7 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ячейка №11, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -Междуреченская (Л-120) |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 44640-10 |
А |
ТОГФ-110 | ||
|
В |
ТОГФ-110 | ||||||
|
С |
ТОГФ-110 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
8 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ячейка №2, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -Солнечная (Л-129) |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 29694-08 |
А |
TAG 123 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
TAG 123 | ||||||
|
С |
TAG 123 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
9 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ячейка №8, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -Баклановская (Л-235) |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 29694-08 |
А |
TAG 123 | ||
|
В |
TAG 123 | ||||||
|
С |
TAG 123 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
10 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ячейка №9, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -ДКС-2 (Л-262) |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 44640-10 |
А |
ТОГФ-110 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
ТОГФ-110 | ||||||
|
С |
ТОГФ-110 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
11 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ячейка №3, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -Раздольная (Л-280) |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 29694-08 |
А |
TAG 123 | ||
|
В |
TAG 123 | ||||||
|
С |
TAG 123 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
12 |
Ставропольская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ячейка №6, М-2 110 кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/1 № 29694-08 |
А |
TAG 123 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
TAG 123 | ||||||
|
С |
TAG 123 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 80214-20 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-03 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
13 |
Ставропольская ГРЭС, ТГ-1 (20 кВ) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21 |
А |
ТШЛ20Б-11 | ||
|
В |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
С |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3/100/^3 № 80009-20 |
А |
ЗНОМ-20-63 | ||||
|
В |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
14 |
Ставропольская ГРЭС, ТГ-2 (20 кВ) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21 |
А |
ТШЛ20Б-11 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
С |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3/100/^3 № 80009-20 |
А |
ЗНОМ-20-63 | ||||
|
В |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27428-09 |
A2R1-4-AL-C29-T | |||||
|
15 |
Ставропольская ГРЭС, ТГ-3 (20 кВ) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21 |
А |
ТШЛ20Б-11 | ||
|
В |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
С |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3/100/^3 № 80009-20 |
А |
ЗНОМ-20-63 | ||||
|
В |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
16 |
Ставропольская ГРЭС, ТГ-4 (20 кВ) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21 |
А |
ТШЛ20Б-11 | ||
|
В |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
С |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3/100/^3 № 80009-20 |
А |
ЗНОМ-20-63 | ||||
|
В |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
17 |
Ставропольская ГРЭС, ТГ-5 (20 кВ) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21 |
А |
ТШЛ20Б-11 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
С |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3/100/^3 № 80009-20 |
А |
ЗНОМ-20-63 | ||||
|
В |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
18 |
Ставропольская ГРЭС, ТГ-6 (20 кВ) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21 |
А |
ТШЛ20Б-11 | ||
|
В |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
С |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3/100/^3 № 80009-20 |
А |
ЗНОМ-20-63 | ||||
|
В |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
19 |
Ставропольская ГРЭС, ТГ-7 (20 кВ) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21 |
А |
ТШЛ20Б-11 | ||
|
В |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
С |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3/100/^3 № 80009-20 |
А |
ЗНОМ-20-63 | ||||
|
В |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
20 |
Ставропольская ГРЭС, ТГ-8 (20 кВ) |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21 |
А |
ТШЛ20Б-11 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 |
|
В |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
С |
ТШЛ20Б-11 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 20000/^3/100/^3 № 80009-20 |
А |
ЗНОМ-20-63 | ||||
|
В |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-20-63 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02 |
A1R-4-AL-C25-T+ | |||||
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений. 4 Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 5 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа АИИС КУЭ. 6 Замена компонентов АИИС КУЭ и изменение наименований ИК оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке, с внесением изменений в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. | |||||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
|
1, 2 |
Активная Реактивная |
0,9 2,0 |
5,3 2,7 |
|
3 - 5 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,1 1,6 |
|
6 - 12 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 2,1 |
|
13, 15 - 20 |
Активная Реактивная |
0,8 1,5 |
2,4 1,7 |
|
14 |
Активная Реактивная |
0,8 1,6 |
2,4 1,9 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)%1ном, cos9 = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 - для счетчиков реактивной энергии: ТУ 4228-010-29056091-09 ГОСТ 26035-83 |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22 |
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
От 0,5инд. дО 0,8емк. |
|
температура окружающей среды, °С - для ТТ и ТН - ИК №№ 1-12, 17-20 |
от -30 до +40 |
|
- ИК №№ 13-16 |
от +1 до +35 |
|
- для электросчетчиков |
от -40 до +55 |
|
- для УСПД |
от +1 до +50 |
|
- для УСВ |
от -40 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики АЛЬФА: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35 000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
Электросчетчики Альфа А2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120 000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35 000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55 000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
ИВК: - коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства автоматического включения резерва;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНКД-500-II |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 500Б-1У1 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФУМ 330А-ПУ1 |
18 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
9 шт. |
|
Трансформаторы тока |
TAG 123 |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ20Б-11 |
24 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-500 УХЛ1 |
12 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-330 У1 |
15 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-20-63 |
24 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
Альфа |
19 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А2 |
1 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
|
Радиосерверы точного времени |
РСТВ-01-01 |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
БЕКВ.422231.023.ПФ |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «ОГК-2» - Ставропольская ГРЭС».
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
