• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 61580-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 2008АС02. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
61580-15
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 2008АС02
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» (далее-АИИС КУЭ), входящая в состав автоматизированной системы информационного обеспечения (АСИО), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии переданной и потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС КУЭ решает следующие задачи: измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; периодический и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин); составление отчетов по суммарным данным с дискретностью 1, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут, сутки; хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа; передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и смежным субъектам результатов измерений; 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; диагностика и мониторинг метрологических характеристик системы; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). замещение отсутствующих данных в режиме реального времени довосстановление информации после устранения причин сбоев. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа EPQS 122.21.12LL, EPQS 122.23.17LL, EPQS 122.23.27LL, Альфа А1800 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу). Состав измерительных каналов АИИС КУЭ указан в таблице 2. 2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы энергоустановок (ИВКЭ), включают в себя локальные устройства сбора и передачи данных (УСПД) TK16L (регистрационный № 27781-04) и ARIS MT200 (регистрационный № 53992-13), аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, источники бесперебойного питания и специализированное программное обеспечение (ПО). 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора данных АПК «Телескоп+» (регистрационный № 19393-07), сервер базы данных (сервер БД) ПК «Энергосфера» (регистрационный № 31335-06), приемник сигналов точного времени Trimble Acutime 2000 GPS, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи. 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 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 1 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 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 1 с. Средняя активная (реактивная) мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале усреднения 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 1 с, 30 мин. Для ИК № 5-48 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы локального УСПД TK16L (уровень - ИВКЭ), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Для ИК № 49, 50 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД ARIS MT200 (уровень - ИВКЭ), установленный на каждом энергообъекте, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (уровень - ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов: резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по выделенному каналу доступа в сеть Интернет через ЛВС филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) - приемник точного времени Trimble Acutime 2000 GPS, от которого происходит коррекция времени сервера. Сервер ежесекундно сравнивает собственное время со временем УССВ, при превышении порога ±1 с происходит коррекция времени сервера Сличение времени УСПД TK16L со временем сервера осуществляется при каждом сеансе связи. При расхождении времени более ±1 с сервер производит корретировку времени в УСПД TK16L. Сличение времени УСПД TK16L и счетчиков осуществляется каждые 30 минут. При расхождении времени УСПД TK16L и счетчиков более ±2 с УСПД TK16L производит корректировку времени в счетчиках. Синхронизация времени в УСПД ARIS MT200 осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Сравнение времени ГЛОНАСС/GPS со временем УСПД происходит непрерывно. Коррекция времени УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ±1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (но не реже одного раза в сутки), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±3 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции. Журналы событий УСПД и сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входит программный модуль, указанный в таблице 1а. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Таблица 1а - Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОpso_metr.dll,
Номер версии (идентификационный номер ПО)версия 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатораMD5
Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - «высокий». В АИИС КУЭ также используется аппаратно-программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора данных, ПО «ТЕЛЕСКОП+». Программные средства сервера сбора данных АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.04. Уровень защиты ПО «ТЕЛЕСКОП+» от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - «высокий». На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчетные коэффициенты, которые используются для пересчета токов и напряжений, считанных со счетчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путем ограничения доступа - паролем, опломбированием УСПД и фиксацией изменений в журнале событий. Конструкция АИИ КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (с разграничением прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений. Таблица 1б - Идентификационные данные ПО ПК «Телескоп+»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОServer_MZ4.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПОF851B28A924DA7CDE6A57EB2bA15AF0C
Алгоритм вычисления цифрового идентификатораMD5
Метрологические и технические характеристикиПеречень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в Таблице 2. Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование объекта, номер по порядку/ номер точки измерений по однолинейной схеме*Состав измерительного каналаВид электроэнергииГраницы основной отн. погрешность, (±),%Границы отн. погрешности в рабочих условиях, (±)%
123456789
5/7ТГ-7ТШЛ-20 10000/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1837-63ЗНОМ-15 15000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1593-62EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,3 2,63,2 4,5
6/8ТГ-8ТШЛ-20 10000/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1837-63ЗНОМ-15 15000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1593-62EPQS 122.23.27LL 0,2S/0,5 Рег. № №25971-03
7/9ТГ-9ТШЛ-20 10000/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1837-63ЗНОМ-15 15000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1593-62EPQS 122.23.27LL 0,2S/0,5 Рег. № №25971-03
8/10ТГ-10ТШЛ-20 10000/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1837-63ЗНОМ-15 15000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1593-62EPQS 122.23.27LL 0,2S/0,5 Рег. № №25971-03
9/11ТГ-11ТШЛ-20 10000/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1837-63ЗНОМ-15 15000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1593-62EPQS 122.23.27LL 0,2S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,2 2,12,9 5,3
10/33ОРУ-110кВ яч.3 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- Верба-1ТВ-110-IX 200/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,2 1,63,1 4,4
Продолжение таблицы 2
123456789
11/34ОРУ-110кВ яч.5 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- Верба-2ТВ-110-IX 200/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,2 1,63,1 4,4
12/35ОРУ-110кВ яч.7 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- Карпу-шихаТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
13/36ОРУ-110кВ яч.9 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- НЦЗТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
14/37ОРУ-110кВ яч.11 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- ТаволгиТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
15/38ОРУ-110кВ яч.13 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- РудянкаТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
16/39ОРУ-110кВ яч.15 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- Первомайс-кая-6ТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
17/40ОРУ-110кВ яч.17 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- Первомайс-кая-3ТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
18/41ОРУ-110кВ яч.19 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- Первомайс-кая-4ТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.23.17LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,2 1,62,9 4,4
19/42ОРУ-110кВ яч.21 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- Первомайс-кая-5ТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
20/43ОРУ-110кВ яч.23 ОМВ-1 секТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06СРВ-123 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
21/44ОРУ-110кВ яч.33 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- Смолино-5ТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06НКФ-110 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 1,0 Рег.№ № 922-54EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
22/45ОРУ-110кВ яч.35 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- Смолино-1ТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06НКФ-110 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 1,0 Рег.№ № 922-54EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
23/46ОРУ-110кВ яч.37 ВЛ-110 кВ ВТГРЭС- Смолино-2ТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06НКФ-110 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 1,0 Рег.№ № 922-54EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
24/47ОРУ-110кВ яч.39 ОМВ-2 секТВ-110-IX 600/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 32123-06НКФ-110 110000:√3/ 100:√3 Кл. т. 1,0 Рег.№ № 922-54EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
25/48ОРУ-220кВ яч. 1 ВЛ-220 кВ ВТГРЭС- Первомайс-кая-1JKF 245 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 43949-15СРВ-245 220000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,2 1,62,9 4,4
26/49ОРУ-220кВ яч.3 ВЛ-220 кВ ВТГРЭС- Первомайс-кая-2JKF 245 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 43949-15СРВ-245 220000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
27/50ОРУ-220кВ яч. 4 ОМВJKF 245 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 43949-15СРВ-245 220000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
28/51ОРУ-220кВ яч.7 ВЛ-220 кВ ВТГРЭС- Песчанная-3JKF 245 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 43949-15СРВ-245 220000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.23.27LL 0,2S/0,5 Рег. № №25971-03
29/52ОРУ-220кВ яч.5 ВЛ-220 кВ ВТГРЭС- Песчанная-4JKF 245 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 43949-15СРВ-245 220000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.23.27LL 0,2S/0,5 Рег. № №25971-03
30/53ОРУ-220кВ яч.9 ВЛ-220 кВ ВТГРЭС- Тагил-1JKF 245 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег.№ 43949-15СРВ-245 220000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
31/54ОРУ-220кВ яч.11 ВЛ-220 кВ ВТГРЭС- Тагил-2JKF 245 1000/1 Кл. т. 0,5S Рег.№ 43949-15СРВ-245 220000:√3/ 100:√3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 15853-06EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
32/61РУСН-6кВ, 10 сек, яч.216 Тр-р №1 РММТПЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1276-59НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег.№ 380-49EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,3 1,83,2 4,5
33/62РУСН-6кВ, 9 сек, яч.221 Тр-р №2 РММТВЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1276-59НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег.№ 380-49EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
34/63Щит 0,4кВ дроб.корп.№2, сборка 0,4кВ компрес-сор №1Т-0,66 УЗ 300/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,1 1,53,1 4,4
35/64РУСН-6кВ, 5 сек, яч.131 тр-р кислород. станции, компрес-сор №4Т-0,66 УЗ 200/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
36/65РУСН-6кВ, 5 сек, яч.131 тр-р кислород. станции, сборка 0,4 кВ кислород. станцииТ-0,66 УЗ 400/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
37/66Щит 0,4 кВ дробиль-ного корпуса №2, сборка 0,4 кВ РМЦТ-0,66 УЗ 300/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
38/67РУ-0,4кВ, мазуто-хозяйства 1сек., пан.№5 сборка РБУ№1 РСЦ-1Т-0,66 УЗ 200/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,1 1,53,1 4,4
39/68РУ-0,4кВ, мазуто-хозяйства 2сек., пан.№20 сборка РБУ№2 РСЦ-1Т-0,66 УЗ 200/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
40/69РУ-0,4кВ, мазуто-хозяйства сборка 0,4 кВ Мазуто-сливная эстакадаТ-0,66 УЗ 200/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
41/70Щит 0,4кВ, пересыпки6 пан.№6, Вагонооп-рокидыва-тель №1Т-0,66 УЗ 300/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,1 1,53,1 4,4
42/71Щит 0,4кВ, пересыпки6 пан.№12, Вагонооп-рокидыва-тель №2Т-0,66 УЗ 300/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
43/73Щит 0,4кВ, пересыпки6 пан.№7, Разогре-вающее устройство вагонооп-рокидыва-теля №1, 2Т-0,66 УЗ 200/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
44/74РУСН-3 кВ, 8 сек., ДФМ вагоноопрокидывателя №1Т-0,66 УЗ 300/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,1 1,53,1 4,4
45/75РУСН-3 кВ, 8 сек., ДФМ вагоноопрокидывателя №2Т-0,66 УЗ 300/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
46/76Щит 0,4 кВ топливоподачи №2 Сборка 0,4 кВ тепловозного депоТ-0,66 УЗ 200/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,1 1,53,1 4,4
47/77Щит 0,4 кВ топливоподачи №1 Сборка 0,4 кВ разгруз сараяТ-0,66 УЗ 150/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03TK16LАктив-ная Реактив-ная1,1 1,53,1 4,4
48/78Сборка 0,4 кВ пересыпки 7 Щит освещения разгруз сараяТ-0,66 УЗ 150/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 17551-03-EPQS 122.21.12LL 0,5S/0,5 Рег. № №25971-03
49/12.1ТГ ГТУ Блока №12GAR3 13000/1 Кл.т. 0,2 Рег.№ 52590-13EGG20 20000:√3/ 100:√3 Кл.т. 0,2 Рег.№ 52588-13A1802RALX-P4GB-DW-4 0,2S/0,5 Рег. № №31857-11ARIS MT200Актив-ная Реактив-ная0,5 1,21,4 2,5
50/12.2ТГ ПТУ Блока №12ТВ-ЭК 10000/1 Кл.т. 0,2S Рег.№ 39966-10ЗНОЛ-ЭК-15 15750:√3/ 100:√3 Кл.т. 0,2 Рег.№ 54708-13A1802RALX-P4GB-DW-4 0,2S/0,5 Рег. № №31857-11
Примечания: Номера точек измерений в описании типа указаны по порядку; Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая); 3В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95; 4Нормальные условия: - параметры сети: напряжение: от 0,98 Uном до 1,02(Uном; ток: от 1,0(Iном до 1,2(Iном, cos( = 0,9 инд.; - температура окружающей среды (20(5) (С. 5Рабочие условия: - параметры сети: напряжение: от 0,9 Uном до 1,1 Uном; ток: от 0,02(Iном до 1,2(Iном, 0,5 инд. ≤ cos( ≤ 0,8 емк.; - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 50 °С, для счетчиков EPQS от минус 40 до плюс 60 °С; для счетчиков Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С; для УСПД TK16L от минус 40 до плюс 60 °С; для УСПД ARIS MT200 от 0 до плюс 40 °С; и сервера от 10 до 30 °С; 6 Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,02 Iном (для ИК №№ 12-31, 50) и I=0,05 Iном (для ИК №№ 5-11, 32-49), cos( = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 35 (С для ИК №№ 5-48; от плюс 5 до плюс 40 (С для ИК №№ 49, 50. 7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть. Границы относительной погрешности результата измерений активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях АИИС КУЭ представлены в таблице 3. Таблица 3
№ ИКЗначение cos( Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), ±(%)
5, 32, 330,5Не нормНе норм5,62,73,21,62,61,4
10, 110,5Не нормНе норм5,52,73,11,52,41,2
34, 480,5Не нормНе норм5,52,73,01,52,31,2
12-17, 19, 20, 25-27, 30, 310,54,92,83,21,72,41,22,41,2
21-240,55,53,14,02,23,41,83,41,8
Продолжение таблицы 3
№ ИКЗначение cos( Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), ±(%)
180,54,93,93,23,22,43,12,43,1
28, 290,54,83,93,03,32,33,22,33,2
6-90,5Не нормНе норм5,53,93,03,32,33,2
490,5Не нормНе норм2,21,91,41,71,21,6
500,52,02,11,51,71,21,61,21,6
Надежность применяемых в системе компонентов: -трансформатор тока (напряжения) - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч; электросчётчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 168 ч; электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч; УСПД TK16L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 12 ч; УСПД ARIS MT200 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 12 ч; сервер сбора и БД INTEL - среднее время наработки на отказ не менее Т = 104745 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 1 ч. Надежность системных решений: резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников; резервирование электрического питания УСПД и каналообразующей аппаратуры с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников; резервирование электрического питания сервера с помощью 2-х источников бесперебойного питания, включенных по схеме резервирования от 3-х независимых источнков. Регистрация событий: в журнале событий счётчика: параметрирования; воздействия внешнего магнитного поля; вскрытие счетчика; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике; журнал событий УСПД: -даты начала регистрации изменений; -перерывов электропитания; -потери и восстановления связи со счетчиками; -программных и аппаратных перезапусков; -корректировки времени в УСПД и каждом счетчике; -изменения ПО и перепараметрирования УСПД. Защищённость применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: -электросчётчика; -промежуточных клеммников вторичных цепей; -испытательных коробок; -УСПД; -сервера БД; защита информации на программном уровне: -результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи); -установка пароля на счетчик; -установка пароля на УСПД; -установка пароля на сервер. Глубина хранения информации: - электросчетчик EPQS - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет; -УСПД TK16L - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет; - счетчик Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет; - УСПД ARIS MT200 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 суток; (при отключении питания - не менее 3 лет; - ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
КомплектностьВ комплекте поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество
Счетчик электроэнергии многофункциональный EPQS 122.21.12LL37 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный EPQS 122.23.17LL1 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный EPQS 122.23.27LL6 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный A1802RALX-P4GB-DW-42 шт.
Измерительный трансформатор токаJFK 24521 шт.
Измерительный трансформатор токаТШЛ-2015 шт.
Измерительный трансформатор токаТВ-110-IX45 шт.
Измерительный трансформатор токаТПЛ-102 шт.
Измерительный трансформатор токаТВЛ-102 шт.
Измерительный трансформатор токаТ-0,66УЗ45 шт.
Измерительный трансформатор токаGAR33 шт.
Измерительный трансформатор токаТВ-ЭК3 шт.
Измерительный трансформатор напряженияЗНОМ-1515 шт.
Измерительный трансформатор напряженияСРВ-1236 шт.
Измерительный трансформатор напряженияСРВ-2456 шт.
Измерительный трансформатор напряженияНКФ-1106 шт.
Измерительный трансформатор напряженияНТМИ-62 шт.
Измерительный трансформатор напряженияEGG203 шт.
Терминальный контроллер TK16L7 шт.
Контроллер многофункциональный ARIS MT2001 шт.
Сервер сбора и БД TMO2600 на платформе SE7230NH11 шт.
SHDSL модемTelindus 14225 шт.
SHDSL модемTelindus 24211 шт.
Коммутатор MOXA ESP-510A7 шт.
КоммутаторMOXA EDS-510A-3GT1 шт.
Приемник сигналов точного времениTime Accutime 2000 GPS1 шт.
Автоматизированное рабочее место АИИС КУЭ, в составе: СБК «UNIT»1 шт.
Аппаратно-программный комплекс Телескоп+1 шт.
Программный комплексЭнергосфера1 шт.
Паспорт-формулярVT-MOUMD-CYG-SC-01-131 экз.
Методика поверкиМП 4222-2008АС02-5040099482-20151 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 4222-2008АС02-5040099482-2015 «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 18 мая 2015 г. Основные средств поверки: трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторы напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011; электросчетчики EPQS в соответствии с методикой поверки РМ-1039597-26:2002 «Счетчики многофункциональные электрической энергии EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики в 2002 г.; электросчетчики Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г., и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» утвержденному в 2012 г.; УСПД TK16L в соответствии с документом АВБЛ.468212.041 МП «Устройство сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.; УСПД ARIS MT200 в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2013 г.; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS); Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» ГОСТ 1983-2001Трансформаторы напряжения. Общие технические условия ГОСТ 7746-2001Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 22261-94Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения ГОСТ 31819.22-2012Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S. ГОСТ 31819.23-2012Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ЗаявительЗакрытое акционерное общество «Центр промышленной автоматизации» (ЗАО «ЦПА») ИНН 5040099482 Адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28 Телефон: (499) 286 26 10 Модернизация системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала Верхнетагильская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация» в части внесенных изменений проведена: Общество с ограниченной ответственностью «Прософт-Системы» ИНН 6660149600 Адрес: 620062, г. Екатеринбург, пр. Ленина, д. 95, кв.16 Телефон/факс: (343) 356-51-11 / (343) 310-01-06
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ») Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134 Телефон: (846) 336 08 27 E-mail: smrcsm@saminfo.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30017-13 от 21.10.2013 г. В части внесенных изменений: Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46 Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66 E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.