Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Байкальская энергетическая компания" ТЭЦ-9
| Номер в ГРСИ РФ: | 85649-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Ирмет", г.Иркутск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Байкальская энергетическая компания» ТЭЦ-9 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 85649-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Байкальская энергетическая компания" ТЭЦ-9 |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ИРМЕТ" (ООО "ИРМЕТ"), г. Иркутск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 85649-22: Описание типа СИ | Скачать | 320.7 КБ | |
| 85649-22: Методика поверки | Скачать | 12.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Байкальская энергетическая компания» ТЭЦ-9 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ, представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ), включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-325 и каналообразующую аппаратуру;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. 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. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние значения мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД. Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485. Сопряжение УСПД с корпоративной информационновычислительной сетью (КИВС) ООО «БЭК» и затем с ИВК осуществляется посредством линий связи, образуя основной канал передачи данных (GSM модем по GPRS). Резервный канал связи образован посредством коммутируемого соединения (GSM модем).
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ осуществляет обмен и передачу полученной информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничного рынка электроэнергии (РРЭ), АО «СО ЕЭС» через каналы связи в виде xml-файлов форматов, установленных 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. Передача макетов в АО «АТС» осуществляется с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в АИИС КУЭ смежных субъектов, с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая
выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого
координированного времени UTC(SU) с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS устройством синхронизации системного времени (УССВ) на базе УССВ-2 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 54074-13), имеющего погрешность синхронизации со шкалой координированного времени не более ±1 мкс. ИВК каждый час сличает и синхронизирует свою шкалу времени со шкалой УССВ, время задержки сигнала составляет менее 150 мс. Корректировка внутренних часов УСПД осуществляется от УССВ-2, коррекция происходит в случае расхождения часов более 1 с при сличении каждые 30 мин. Внутренние часы счетчиков электрической энергии сличаются и, при необходимости, синхронизируются с часами УСПД не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении более 1 с и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике.
Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в эксплуатационную документацию. Заводской номер АИИС КУЭ: 001
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
MD5 |
|
Наименование программного модуля ПО |
ac metrology.dll |
Технические характеристики
Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединения, типов и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2-3.
Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД, УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Иркутская ТЭЦ-9 ТГ-1 |
ТШЛ-СВЭЛ-20 КТ 0,2S Ктт= 8000/5 Рег. № 4885212 |
ЗНОМ-15-63 КТ 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 1593-70 |
A1802RALX-P4GB-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 |
RTU-325-E1-512-M3-B4-G Рег. № 37288-08 УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
2 |
Иркутская ТЭЦ-9 ТГ-2 |
ТШЛ-СВЭЛ-20 КТ 0,2S Ктт = 8000/5 Рег. № 4885212 |
ЗНОМ-15-63 КТ 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 1593-70 |
A1802RALX-P4GB-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
3 |
Иркутская ТЭЦ-9 ТГ-3 |
ТШЛ-СВЭЛ-20 КТ 0,2S Ктт = 8000/5 Рег. № 4885212 |
ЗНОМ-15-63 КТ 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 1593-70 |
A1802RALX-P4GB-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 |
Иркутская ТЭЦ-9 ТГ-4 |
ТШЛ-СЭЩ-20 КТ 0,5 Ктт = 8000/5 Рег. № 4463110 |
ЗНОМ-15-63 КТ 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 1593-70 |
A1802RALX-P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 |
RTU-325-E1-512-M3-B4-G Рег. № 37288-08 УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
5 |
Иркутская ТЭЦ-9 ТГ-5 |
ТШЛ-СВЭЛ-20 КТ 0,5 Ктт = 8000/5 Рег. № 4885212 |
ЗНОМ-15-63 КТ 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 1593-70 |
A1802RALX-P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
6 |
Иркутская ТЭЦ-9 ТГ-6 |
ТШЛ-СВЭЛ-20 КТ 0,5 Ктт = 8000/5 Рег. № 4885212 |
ЗНОМ-15-63 КТ 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 1593-70 |
A1802RALX-P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
7 |
Иркутская ТЭЦ-9 ТГ-7 |
ТШЛ-20 КТ 0,5 Ктт = 8000/5 Рег. № 3605307 |
ЗНОМ-15-63 КТ 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 1593-70 |
A1802RALX-P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
8 |
Иркутская ТЭЦ-9 ТГ-8 |
ТШЛ-20 КТ 0,5 Ктт = 8000/5 Рег. № 3605307 |
ЗНОМ-15-63 КТ 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Рег. № 1593-70 |
A1802RALX-P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
9 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, яч.№21, ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-9 - Мирная (ВЛ 110 кВ ТЭЦ9 - Мирная) |
ТФМ-110 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 1602397 |
НКФ-110-83 КТ 0,5 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 1188-84 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
10 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, яч.№22, ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-9 - Участок № 1 Иркутской ТЭЦ-9 (ВЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - ТЭЦ- 1-Б) |
ТФМ-110 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 1602397 |
НКФ-110-83 КТ 0,5 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 1188-84 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, яч.№11, ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-9 - Ангарская с отпайкой на ПС Промышленная (ВЛ 110 кВ ТЭЦ9 - Ангарская) |
ТФЗМ-110Б КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 2642206 |
НАМИ-110 КТ 0,2 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 24218-08 |
A1805RAL-P4G- DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 |
RTU-325-E1-512-M3-B4-G Рег. № 37288-08 УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
12 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, яч.№9, ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-9 - ГПП-2 с отпайками (ВЛ 110 кВ ТЭЦ-9 - ГПП-2) |
ТФЗМ-110Б КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 2642206 |
НАМИ-110 КТ 0,2 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 24218-08 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
13 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, яч.№31, ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-9 - УП-8 |
ТВУ-110 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 3182-72 |
НКФ-110-83 КТ 0,5 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 1188-84 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
14 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, яч.№13, ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-9 - УП-11 |
ТГМ-110 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 4196509 |
НАМИ-110 КТ 0,2 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 24218-08 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
15 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, яч.№27, ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-9 - УП-12 |
ТВУ-110 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 3182-72 |
НКФ-110-83 КТ 0,5 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 1188-84 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
16 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, яч.№28, ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-9 - УП-10 |
ТВУ-110 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 318272 |
НКФ-110-83 КТ 0,5 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 1188-84 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
17 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, яч.№7, ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ10 - Иркутская ТЭЦ-9 с отпайками (ВЛ 110 кВ ТЭЦ-10 - ТЭЦ-9) |
ТФЗМ-110Б КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 2642206 |
НАМИ-110 КТ 0,2 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 24218-08 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
18 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, яч.№5, ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-9 - Водозабор-1 (ВЛ 110 кВ ТЭЦ9 - Водозабор-1) |
ТФЗМ-110Б КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 2642206 |
НАМИ-110 КТ 0,2 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 24218-08 |
A1805RAL-P4G- DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 |
RTU-325-E1-512-M3-B4-G Рег. № 37288-08 УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
19 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-9 -ЦРП-2 |
ТВУ-110 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 318272 |
НКФ-110-83 КТ 0,5 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 1188-84 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
20 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, ОВ-I 110 кВ |
ТФЗМ-110Б КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 2642206 |
НАМИ-110 КТ 0,2 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 24218-08 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
21 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-110 кВ, ОВ-II 110 кВ |
ТФНД-110 КТ 0,5 Ктт = 2000/5 Рег. № 2642206 |
НКФ-110-83 КТ 0,5 Ктн = 110000^3/100^3 Рег. № 1188-84 |
A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
22 |
Иркутская ТЭЦ9, ШСВ А-Т |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
23 |
Иркутская ТЭЦ9, ШСВ Б-Т |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX- P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
24 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 7, КЛ-35 кВ АЭМЗ-А |
ТВТ 35 КТ 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 363489 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
25 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 6, КЛ-35 кВ АЭМЗ-Б |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX- P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
26 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 26, КЛ-35 кВ БЦРП-9 |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 |
RTU-325-E1-512-M3-B4-G Рег. № 37288-08 УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
27 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 29, КЛ-35 кВ АЦРП-1 |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
28 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 31, КЛ-35 кВ АЦРП-4 |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
29 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 25, КЛ-35 кВ АЦРП-5 |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
30 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 23, КЛ-35 кВ АЦРП-6 |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
31 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 28, КЛ-35 кВ БЦРП-7 |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
32 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 33, КЛ-35 кВ АЦРП-8 |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
33 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 34, КЛ-35 кВ БЦРП-3А |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
34 |
Иркутская ТЭЦ9, ОРУ-35 кВ, яч. 22, КЛ-35 кВ БЦРП-3Б |
ТВ-35 КТ 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 446274 |
ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-54 |
A1805RALX-P4GВ-DW-3 КТ 0,5S (А)/1,0 (R) Рег. № 31857-11 |
RTU-325-E1-512-M3- B4-G Рег. № 37288-08 УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
П р и м е ч а н и я: 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 не претендует на улучшение метрологических характеристик Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±6) % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6) % |
|
1-3 |
Активная Реактивная |
± 1,3 ± 2,0 |
± 1,6 ± 2,5 |
|
4-8 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,6 |
± 3,0 ± 4,6 |
|
9,10 |
Активная Реактивная |
± 0,9 ± 1,9 |
± 2,1 ± 3,8 |
|
11, 12, 17, 18, 20 |
Активная Реактивная |
± 0,7 ± 1,5 |
± 2,1 ± 3,8 |
|
13, 15, 16, 19, 21 34 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,5 |
± 3,2 ± 5,4 |
|
14 |
Активная Реактивная |
± 0,8 ± 2,2 |
± 2,8 ± 4,5 |
|
Примечание: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном cos9 = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-34 от плюс 18 до плюс 22 °C. | |||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
34 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, ОС |
от 80 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C: - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,8 до 50,2 от -60 до +45 от +18 до +22 от +18 до +22 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: для счетчика Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - срок службы, лет - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
120000 2 30 2 70000 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее |
1200 30 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 5 3,5 |
|
Предел допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±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 (функция автоматизирована):
- электросчетчиках;
- УСПД;
- ИВК.
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность (функция автоматизирована):
- измерений 30 мин;
- сбора 30 мин.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-СВЭЛ-20 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-СВЭЛ-20 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-СЭЩ-20 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-20 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-20 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФМ -110 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ -110Б |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТВУ-110 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТГМ-110 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-35 |
24 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-15-63 |
24 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-83 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A18O2RALX-P4GB-DW-4 |
8 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RAL-P4G-DW-4 |
13 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A18O5RALX-P4GB-DW-3 |
13 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 шт. |
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 шт. |
|
Паспорт-Формуляр |
ИРМТ.411711.292.21.ПФ |
1 шт. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Байкальская энергетическая компания» ТЭЦ-9», аттестованном ООО «МетроСервис», аттестат об аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Байкальская энергетическая компания» ТЭЦ-9
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
