• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала "Каширская ГРЭС" ОАО "Интер РАО - Электрогенерация"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала "Каширская ГРЭС" ОАО "Интер РАО - Электрогенерация" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала "Каширская ГРЭС" ОАО "Интер РАО - Электрогенерация" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 60510-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 2. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ЗАО "РТСофт", г.Черноголовка.

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 "Каширская ГРЭС" ОАО "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 "Каширская ГРЭС" ОАО "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
60510-15
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала "Каширская ГРЭС" ОАО "Интер РАО - Электрогенерация"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительЗАО "РТСофт", г.Черноголовка
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 2
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала «Каширская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» (далее по тексту – АИИС КУЭ Каширской ГРЭС) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
ОписаниеАИИС КУЭ Каширской ГРЭС» представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему, которая состоит из измерительно-информационных комплексов (ИИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК). АИИС КУЭ Каширской ГРЭС» решает следующие задачи: – измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и мощности, а также автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин); – сбор информации от системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОРУ-500 кВ Каширской ГРЭС-4, зарегистрированной под № 40249-08 в реестре средств измерений (СИ) Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ) по ИИК номер 1.36.3, 1.36.4, 1.36.6, 1.36.8, 1.36.9 посредством электронной почты; – предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла); – ведение журналов событий ИИК, ИВКЭ и ИВК; – контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ журнала событий ИИК; – формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерений и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации; – передача результатов измерений (один раз в сутки) в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭ); – предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций-участников ОРЭ (по запросу); – организация доступа к технической и служебной информации (по запросу); – синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИИК, ИВКЭ и ИВК с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ); – автоматизированный контроль работоспособности программно-технических средств АИИС КУЭ Каширской ГРЭС; – обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения (ПО) и данных от потери информации и от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (резервирование базы данных, установка пломб, паролей и т.п.);  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ. Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ Каширской ГРЭС приведенв таблице 1. Таблица 1 – Состав ИК АИИС КУЭ Каширской ГРЭС
Номер ИКНаименованиеприсоединенияСостав и характеристики СИ, входящих в состав ИК(тип, коэффициент, класс точности, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ)
123456
1.1ВЛ 220 кВКаширская ГРЭС – ХимическаяТВ-220 Ктт=1000/5 КТ=0,5 19720-00НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-08EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №1)
1.2ВЛ 220 кВНовомосковская ГРЭС – Каширская ГРЭСТВ-220 Ктт=1000/5 КТ=0,5 19720-00НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-08EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №1)
1.3ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – ПахраТВ-220 Ктт=1000/5 КТ=0,5 19720-00НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-04EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2)
1.4ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – ОбразцовоТВ-220 Ктт=1000/5 КТ=0,5 19720-00НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-04EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2)
1.5ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Ока I цепьТВ-220 Ктт=1000/1 КТ=0,5 19720-00НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-08EPQS 124.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2)
1.6ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Ока II цепьТВ-220 Ктт=1000/1 КТ=0,5 19720-00НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-04EPQS 124.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2)
1.7ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – ГолутвинТВ-220 Ктт=1000/1 КТ=0,5 19720-00НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-04EPQS 124.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №1)
1.8ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – ФединоТВ-220 Ктт=1000/1 КТ=0,5 19720-00НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-04EPQS 124.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №1)
Продолжение таблицы 1
123456
1.9ШОВ 220 кВ 1-2 секцииТВ-220 Ктт=1000/5 КТ=0,5 19720-00НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-04EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №1)
1.10ОВ 3-4 220 кВ 3-4 секцииТВ-220 Ктт=1000/1 КТ=0,5 19720-00НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-04EPQS 124.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2)
1.11Фидер №1 РТСН-1 КРУЭ-500 кВ (Резервное питание СН 6 кВ КРУЭ-500 кВ)ТЛО-10 Ктт=100/5 КТ=0,2 25433-08ЗНОЛ.06-6 Ктн=(6000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 3344-04EPQS 122.21.18LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №7)
1.12Фидер №2 РТСН-2 КРУЭ-500 кВ (Резервное питание СН 6 кВ КРУЭ-500 кВ)ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ=0,5S 2473-05ЗНОЛ.06-6 Ктн=(6000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 3344-04EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №9)
1.13Т22 20/6/6 кВТВТ-35М Ктт=1500/5 КлТ=0,5 3642-73ЗНОМ-20-63 Ктн=(20000/√3)/ (100/√3) КлТ=0,5 1593-62EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №6)
1.14Т23 20/6/6 кВGSR 540/380 Ктт=1500/5 КлТ=0,2S 25477-03ЗНОЛ.06-20 Ктн=(20000/√3)/ (100/√3) КлТ=0,5 3344-04EPQS 122.21.18LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №7)
1.15ТВ3 20/6 кВTPU 60.13 Ктт=300/5 КлТ=0,2 54944-13ЗНОЛ.06-20 Ктн=(20000/√3)/ (100/√3) КлТ=0,5 3344-04EPQS 122.21.18LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №7)
1.16КЛ 220 кВ АТ-9ВСТ Ктт=1600/1 КТ=0,2S 17869-05НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-08EPQS 113.21.18LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №2)
2.1ВЛ 110 кВ Кашира–Стрелецкая IВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3)
2.2ВЛ 110 кВ Кашира-Стрелецкая IIВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3)
2.3ВЛ 110 кВ Кашира-Сидорово с отпайкойВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3)
2.4ВЛ 110 кВ Кашира–ЖилёвоВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3)
2.5ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС – АлеевоВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3)
2.6ВЛ 110кВ Кашира–МалиноВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3)
2.7ВЛ 110 кВ Кашира–ОзёрыВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4)
2.8ВЛ 110 кВ Кашира–КлишиноВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4)
2.9ВЛ 110 кВ Кашира–МордвесВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4)
2.10ВЛ 110 кВ Кашира– Ожерелье I с отпайкойВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4)
2.11ВЛ 110 кВ Кашира–Ожерелье II с отпайкойВСТ Ктт=600/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4)
2.12ВЛ 35кВ Кашира–Город I с отп.ТВЭ-35 УХЛ2 Ктт=300/5 КТ=0,2S 13158-04ЗНОМ-35-65 Ктн=(35000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 912-07EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №5)
2.13ВЛ 35кВ Кашира–Город II с отп.ТВЭ-35 УХЛ2 Ктт=300/5 КТ=0,2S 13158-04ЗНОМ-35-65 Ктн=(35000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 912-07EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №5)
2.14Тр-р №1 6/0,4 кВ ООО «Кашира-Агросервис»ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ=0,5 2473-05ЗНОЛ.06-6 Ктн=(6000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 3344-04EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №9)
2.15Тр-р №2 6/0,4 кВ ООО «Кашира-Агросервис»ТВЛМ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1856-63ЗНОЛ.06-6 Ктн=(6000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 3344-04EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №9)
2.16Ф. 1 «Фекальная насосная №2»ТПЛ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1276-59НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №11)
2.17Ф. 2 «Фекальная насосная №2»ТПЛ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1276-59НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №11)
2.18Тр-р №1 6/0.4 кВ ОАО «НИЦ АЭС»ТПЛ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1276-59НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №11)
2.19Торговый дом «Центральный» Ф. 1ТК-20 Ктт=300/5 КТ=0,5 1407-60–EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №12)
2.20Торговый дом «Центральный» Ф. 2Т-0,66 М У3 Ктт=100/5 КТ=0,5 17551-06–EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №12)
2.21ГСК «Сигнал-08»Т-0,66 М У3 Ктт=150/5 КТ=0,5 17551-06–EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №13)
2.22ОАО «Вымпел-Коммуникации»Т-0,66 М У3 Ктт=40/5 КТ=0,5 17551-06–EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №11)
2.23Городской фидер №4ТПОЛ-10 Ктт=250/5 КТ=0,5 1261-08ЗНОЛ.06-3 Ктн=(3000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 46738-11EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №5)
2.24Городской фидер №5ТПОЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 1261-08НТМИ-6 Ктн=3000/100 КТ=0,5 380-49EPQS 111.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №10)
2.25Городской фидер №6ТПОЛ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 1261-08НТМИ-6-66 Ктн=3000/100 КТ=0,5 2611-70EPQS 111.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №10)
2.26Городской фидер №14ТПЛ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1276-59НТМИ-6-66 Ктн=3000/100 КТ=0,5 2611-70EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №10)
2.27Спасательная станция на реке––EPQS 136.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3)
2.28Ф. 2 ООО «Промстрой»ТПЛ-10 Ктт=200/5 КТ=0,5 1276-59НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4)
2.29ОВ 110 кВ 12ВСТ Ктт=1200/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №3)
2.30ОВ 110 кВ 34ВСТ Ктт=1200/5 КТ=0,5 17869-05НКФ-110 Ктн=(110000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26452-06EPQS 122.21.12LL КТ=0,5S/1,0 25971-03Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №4)
1Блок 1ТШЛ 20 Ктт=12000/5 КТ=0,5 1837-63ЗНОМ-20-63 Ктн=(20000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 1593-62EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №6)
2ГБлок 2ТШЛ 20 Ктт=12000/5 КТ=0,5 1837-63ЗНОМ-20-63 Ктн=(20000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 1593-62EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №6)
3ГБлок 3GSR 810/650 Ктт=12000/5 КТ=0,2 25477-03ЗНОЛ.06-20 Ктн=(20000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 3344-04EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №7)
4Блок 4ТШЛ 20 Ктт=12000/5 КТ=0,2 1837-63ЗНОМ-20-63 Ктн=(20000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 1593-62EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №8)
5Блок 5ТШЛ 20 Ктт=12000/5 КТ=0,5 1837-63ЗНОМ-20-63 Ктн=(20000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 1593-62EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №8)
6Блок 6ТШЛ 20 Ктт=12000/5 КТ=0,2 1837-63ЗНОМ-20-63 Ктн=(20000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 1593-62EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №8)
7ТГ-7ТШЛ 20 Ктт=8000/5 КТ=0,2 1837-63ЗНОМ-15-63 Ктн=(10000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 1593-70EPQS 122.23.27LL КТ=0,2S/1,0 25971-06Шлюз Е-422 36638-07 (УСПД №8)
1.36.3Энергоблок 2 2)JK ELK CB3 Ктт=1000/1 КТ=0,2S 41959-09SU 550/B4 STL Ктн=(500000/(3)/(100/(3) КТ=0,2 28006-10Альфа А1800 КТ=0,2S/0,5 31857-06–
1.36.4Энергоблок 3 2)JK ELK CB3 Ктт=1000/1 КТ=0,2S 41959-09SU 550/B4 STL Ктн=(500000/(3)/(100/(3) КТ=0,2 28006-10Альфа А1800 КТ=0,2S/0,5 31857-06–
1.36.6Автотрансформатор 220 кВ 2)JR 0,5 Ктт=1500/1 КТ=0,2S 35406-07НКФ-220 Ктн=(220000/(3)/(100/(3) КТ=0,5 26453-08Альфа А1800 КТ=0,2S/0,5 31857-06–
1.36.8Блок 3 (КРУ 6кВ) 2)ТЛО-10 Ктт=100/5 КТ=0,2S 25433-08ЗНОЛ-06 Ктн=(6000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 3344-72Альфа А1800 КТ=0,2S/0,5 31857-06–
1.36.9Блок 4 (КРУ 6кВ) 2)ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ=0,5 2473-05ЗНОЛ-06 Ктн=(6000/(3)/ (100/(3) КТ=0,5 3344-72Альфа А1800 КТ=0,2S/0,5 31857-06–
Примечания: 1. ТТ – Трансформатор тока, ТН – трансформатор напряжения, СЧ – счетчик 2. Приведенные ниже ИК АИИС КУЭ Каширской ГРЭС соответствуют указанным ИК АИИС КУЭ ОРУ-500 кВ Каширской ГРЭС4 (№ 40249-08 в реестре СИ ФИФ ОЕИ): ИК 1.36.3 соответствует ИК 3; ИК 1.36.4 соответствует ИК 4; ИК 1.36.6 соответствует ИК 6; ИК 1.36.8 соответствует ИК 8; ИК 1.36.9 соответствует ИК 9. 3. 3-й уровень – ИВК – общий для всех ИИК в таблице не представлен.
Принцип действия. Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным измерительным цепям поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной 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 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на вход ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним основному и резервному каналам оптоволоконной связи на верхний уровень АИИС КУЭ Каширской ГРЭС (сервер баз данных – далее сервер БД), а также отображение информации по подключенным к ИВКЭ устройствам. На верхнем уровне АИИС КУЭ Каширской ГРЭС выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД или с автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего основного канала связи используется выделенный канал доступа в Интернет, а в качестве внешнего резервного канала связи – сеть сотового оператора. АИИС КУЭ Каширской ГРЭС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя сервер точного времени РСТВ-01-01, внутренние часы ИВКЭ, счетчиков и сервера АИИС КУЭ Каширской ГРЭС. Сервер точного времени РСТВ-01-01 (№ 4058609 в реестре СИ ФИФ ОЕИ) обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера АИИС КУЭ Каширской ГРЭС с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) с периодичностью один раз в минуту. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ Каширской ГРЭС осуществляется автоматически каждую минуту при расхождении времени более 900 мс с РСТВ01-01 по NTP протоколу. Сервер АИИС КУЭ каждый сеанс синхронизирует время ИВКЭ при расхождении времени более чем 1,6 с. Синхронизация часов счетчика с часами ИВКЭ производится при расхождении более 2 с. Для этого при сеансе связи ИВКЭ со счетчиком считываются показания часов счетчика и фиксируется время рассогласования часов ИВКЭ – счетчик. В результате реализуется в автоматическом режиме синхронизация времени всех элементов АИИС КУЭ Каширской ГРЭС ИИК, ИВКЭ и ИВК с помощью СОЕВ, соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU) с пределами погрешности ± 5 с.
Программное обеспечениеК программному обеспечению (ПО) относятся следующие виды ПО: – системное ПО; – прикладное ПО. Системное ПО включает в себя операционные системы сервера и компьютеров. В состав системного ПО входят следующие виды программных средств: – Microsoft Windows Server 2012; – Microsoft SQL Server 2012. Прикладное ПО включает в себя: – ПО ИИК; – ПО ИВКЭ; – ПО ИВК. К ПО ИИК относится встроенное ПО счетчиков электроэнергии. Для сервисного обслуживания счетчиков (для конфигурации и чтения информации со по интерфейсу RS-485 или оптопорту) используется следующее ПО: – QuadrCom – для счетчиков типа EPQS; – MeterCat – для счетчиков типа Альфа А 1800. К ПО ИВКЭ относится встроенное ПО устройства «Шлюз Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Для сервисного обслуживания «Шлюз Е-422» применяется специализированное ПО версии 1.Х (где Х – вариант модификации версии) и программа метрологического обслуживания «Е-422-клиент». К ПО ИВК относится встроенное ПО комплексов аппаратно-программных для автоматизации учета энергоресурсов «Телескоп+4». Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2. Таблица 2 – Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспеченияНаименование программного модуля (идентификационное программное обеспечение)Номер версии программного обеспеченияЦифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
Сервер сбора данныхSERVER_MZ4.dll1.0.1.1f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0cMD5
АРМ ЭнергетикаASCUE_MZ4.dll1.0.1.1cda718bc6d123b63a8822ab86c2751caMD5
Пульт диспетчераPD_MZ4.dll1.0.1.12b63c8c01bcd61c4f5b15e097f1ada2fMD5
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические характеристики АИИС КУЭ Каширской ГРЭС, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиМетрологические характеристики ИК АИИС КУЭ Каширской ГРЭС приведены в таблицах 3, 4. Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ Каширской ГРЭС активной электрической энергии, ее приращений и средней активной мощности
Номер точки измеренийКлассы точности ТТ; ТН; счетчикаДиапазон измеренийГраницы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии, ее приращений и средней активной мощности при доверительной вероятности P=0,95, %, при коэффициенте мощности
123456
1.36,3; 1.36.4ТТ 0,2S ТН 0,2 Сч 0,2SI1(2) % ≤ I ---
1.14; 2.12; 2.13ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 0,5SI1(2) % ≤ I ---
1.16 ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 0,2SI1(2) % ≤ I ---
1.36.6; 1.36.8ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 0,2SI1(2) % ≤ I ---
1.12ТТ 0,5S ТН 0,5 Сч 0,5SI1(2) % ≤ I ---
Продолжение таблицы 3
123456
3Г; 4; 6; 7ТТ 0,2 ТН 0,5 Сч 0,2SI1(2) % ≤ I ---
1.11; 1.15ТТ 0,2 ТН 0,5 Сч 0,5SI1(2) % ≤ I ---
1.36.9ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 0,2SI1(2) % ≤ I ---
1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.9; 1; 2Г; 5; 2.24; 2.25ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 0,2SI1(2) % ≤ I ---
1.5; 1.6; 1.7; 1.8; 1.10; 1.13; 2.1 - 2.11; 2.14 - 2.18; 2.23; 2.26; 2.28 - 2.30ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 0,5SI1(2) % ≤ I ---
2.19 - 2.22ТТ 0,5 ТН - Сч 0,5SI1(2) % ≤ I ---
2.27ТТ - ТН - Сч 0,5SI1(2) % ≤ I ---
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ Каширской ГРЭС реактивной электрической энергии, ее приращений и средней реактивной мощности
Номер точки измеренийКлассы точности ТТ; ТН; счетчикаДиапазон измеренийГраницы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии, ее приращений и средней реактивной мощности при доверительной вероятности P=0,95, %, при коэффициенте мощности (sinφ)
12345
1.36,3; 1.36.4ТТ 0,2S ТН 0,2 Сч 0,5I5 % ≤ I ± 1,0± 1,2
1.14; 2.12; 2.13ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 1I5 % ≤ I ± 2,1± 2,7
1.16ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 1I5 % ≤ I ± 2,1± 2,7
1.36.6; 1.36.8ТТ 0,2S ТН 0,5 Сч 0,5I5 % ≤ I ± 1,2± 1,5
1.12ТТ 0,5S ТН 0,5 Сч 1I5 % ≤ I ± 2,0± 2,1
3Г; 4; 6; 7ТТ 0,2 ТН 0,5 Сч 1I5 % ≤ I ± 3,5± 3,9
1.11; 1.15ТТ 0,2 ТН 0,5 Сч 1I5 % ≤ I ± 2,3± 3,0
1.36.9ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 0,5I5 % ≤ I ± 2,6± 4,4
1.1; 1.2; 1.3; 1.4; 1.9; 1; 2Г; 5; 2.24; 2.25ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 1I5 % ≤ I ± 4,1± 5,5
Продолжение таблицы 4
12345
1.5; 1.6; 1.7; 1.8; 1.10; 1.13; 2.1 - 2.11; 2.14 - 2.18; 2.23; 2.26; 2.28 - 2.30ТТ 0,5 ТН 0,5 Сч 1I5 % ≤ I ± 3,1± 4,9
2.19 - 2.22ТТ 0,5 ТН - Сч 1I5 % ≤ I ± 4,1± 5,4
2.27ТТ - ТН - Сч 1I5 % ≤ I ± 3,4± 3,5
Нормальные условия эксплуатации: – параметры сети: а) диапазон напряжения от 0,98 Uном до 1,02 Uном, где Uном – номинальное значение напряжения; б) диапазон силы тока от 1 Iном до 1,2 Iном, где Iном – номинальное значение силы тока; в) частота (50,00 ± 0,15) Гц; – температура окружающей среды: а) ТТ и ТН: от минус 40 °С до плюс 40 °С; б) счетчиков электрической энергии: от плюс 21 °С до плюс 25 °С; в) УСПД: от плюс 10 °С до плюс 30 °С; – магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл. – относительная влажность воздуха от 65 до 75 %; – атмосферное давление от 96 до 104 кПа. Рабочие условия эксплуатации: – параметры сети: а) диапазон напряжения: от 0,9 Uном до 1,1 Uном; б) диапазон силы тока: от 0,02 Iном до 1,2 Iном; – температура окружающего воздуха: а) для ТТ и ТН: от минус 40 °С до плюс 40 °С, б) для счетчиков электрической энергии: от 0 до плюс 30 °С, в) для УСПД: от плюс 15 °С до плюс 40 °С; – диапазон изменения частоты электропитания: ±1% от номинального значения. – магнитная индукция внешнего происхождения: не более 0,5 мТл. Надежность применяемых в системе компонентов:  счетчик электрической энергии EPQS – среднее время наработки на отказ не менее 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;  счетчик электрической энергии Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ не менее 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;  УСПД шлюз Е422 – среднее время наработки на отказ не менее 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;  устройство синхронизации времени РСТВ-01-01 – среднее время наработки на отказ не менее 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;  сервер – среднее время наработки на отказ не менее 200 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч. Надежность системных решений обеспечивается резервированием питания УСПД и сервера с помощью источника бесперебойного питания, резервированием каналов связи. Регистрация событий:  в журнале счетчика: параметрирование, пропадание напряжения, коррекция времени;  в журнале УСПД: параметрирование, пропадание напряжения. Защищенность применяемых компонентов:  механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика, испытательной коробки, УСПД, сервера;  защита информации на программном уровне: результатов измерений, установка паролей на счетчик, УСПД, сервер.
КомплектностьВ комплект поставки АИИС КУЭ входят технические средства, программное обеспечение и документация, представленные в таблицах 5, 6 и 7 соответственно. Таблица 5 – Технические средства
НаименованиеКол-во шт.
12
Трансформатор тока JK ELK CB36
Трансформатор тока ТВ-22030
Трансформатор тока ВСТ42
Трансформатор тока ТВЭ-35 УХЛ26
Трансформатор тока ТШЛ 2018
Трансформатор тока GSR 810/6503
Трансформатор тока GSR 540/3803
Трансформатор тока ТВТ-35М3
Трансформатор тока TPU 60.133
Трансформатор тока ТЛО-106
Трансформатор тока ТЛМ-106
Трансформатор тока ТВЛМ-102
Трансформатор тока ТПЛ-1010
Трансформатор тока ТПОЛ-106
Трансформатор тока Т-0,66 М У39
Трансформатор тока ТК-203
Трансформатор напряжения SU 550/B4 STL6
Трансформатор напряжения НКФ-22012
Трансформатор напряжения НКФ-11012
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-656
Трансформатор напряжения ЗНОМ-20-6315
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-206
Продолжение таблицы 5
12
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-33
Трансформатор напряжения ЗНОМ-15-633
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-612
Трансформатор напряжения НТМИ-61
Трансформатор напряжения НТМИ-6-664
Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS53
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А18005
УСПД Е-42213
Сервер DL380e2
Сервер точного времени РСТВ-01-012
Коробка испытательная переходная ЛИМГ.301591.00955
Таблица 6 – Программное обеспечение
НаименованиеКол-во шт.
Microsoft Windows Server 20122
Microsoft SQL Server 20122
Прикладное ПО ИВКЭ2
Прикладное ПО ИВК (ПО комплексов аппаратно-программных для автоматизации учета энергоресурсов «Телескоп+4»)2
ПО QuadrCom для обслуживания счетчиков EPQS1
Таблица 7 – Документация Наименование Кол-во шт. Технорабочий проект на создание АИИС КУЭ. ПК.424360-КГРЭС. 1 Технорабочий проект на модернизацию АИИС КУЭ 2013РТС.Д0310.1-ТРП. Том I. 1 Эксплуатационная документация. 2013РТС.Д0310.1-ТРП. Том III 1 Документация на программное обеспечение: – АИИС КУЭ Телескоп+. Администрирование. Руководство администратора; – АИИС КУЭ Телескоп+. Описатель НСИ. Руководство администратора; – Телескоп+. АРМ Энергетика. Руководство пользователя; – Программа работы со счетчиками. Руководство пользователя; – Телескоп+4 Руководство пользователя. 1 Паспорт-формуляр 2013РТС.Д0310.1-ТРП.ПФ 1 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала «Каширская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация». Методика поверки. 1
ПоверкаОсуществляется по документу МП 60510-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала «Каширская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» в декабре 2014 г. Рекомендуемые средства поверки: – мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты± 0,02 Гц (в диапазоне измерений от 49 до 51 Гц); – радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений – при осуществлении торговли, выполнении работ по расфасовке товаров; – при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.
Заявитель: ЗАО «РТСофт» Юридический адрес: 142432, Московская область, Ногинский район, г. Черноголовка, Северный проезд, д. 1 Почтовый адрес: 105037, г. Москва, ул. Никитинская, д. 3; www.rtsoft.ru Телефон 8 (495) 967-15-05 Факс 8 (495) 742-68-29 e-mail rtsoft@rtsoft.ru
Испытательный центрГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ») Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20; www.penzacsm.ru Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail: pcsm@sura.ru Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 30033-10.