• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская Энергосбытовая компания" в части сальдо-перетоков электроэнергии

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская Энергосбытовая компания" в части сальдо-перетоков электроэнергии Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская Энергосбытовая компания" в части сальдо-перетоков электроэнергии Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 60847-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 001. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ЗАО "Ирмет", г.Иркутск.

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 электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская Энергосбытовая компания" в части сальдо-перетоков электроэнергии 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 электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская Энергосбытовая компания" в части сальдо-перетоков электроэнергии 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
60847-15
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская Энергосбытовая компания" в части сальдо-перетоков электроэнергии
Обозначение типаНет данных
ПроизводительЗАО "Ирмет", г.Иркутск
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 001
Назначение Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи результатов измерений.
Описание АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ РФ № 44595-10), представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС КУЭ решает следующие задачи: - выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности); - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин); - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа; - передачу в заинтересованные организации результатов измерений; - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объекта и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии к измерительно-вычислительному комплексу (далее – ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее – УСПД); - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка аппаратных ключей, паролей и т.п.); - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; - ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (синхронизация внутренних часов компонентов системы). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень: измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА А1800 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии; класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии; вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, размещенные на подстанциях сальдо-перетоков ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» (г. Иркутск, Иркутская область) (33 точки измерений). 2-й уровень: информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-327, включающие технические средства приема-передачи данных, технические средства для разграничения доступа к информации. 3-й уровень: измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) располагается в центре сбора информации (ЦСИ) ОАО «Иркутскэнерго», включающий каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением АльфаЦЕНТР АС_SЕ-5000, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии, на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ) и автоматизированные рабочие места персонала (АРМ). ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы (ИК). Принцип действия АИИС КУЭ: первичные токи и напряжения в контролируемой линии передачи 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 соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрических мощностей вычисляются как средние значения данных мощностей при усреднении за 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков на подстанциях сальдо-перетоков ООО «Иркут-ская Энергосбытовая компания» по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений в ИВК ОАО «Ир-кутскэнерго» (сервер БД). Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485. Все каналы связи являются защищенными и имеют ограниченный набор команд. Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации производится с помощью программного обеспечения в УСПД. Значения пересчетных коэффициентов трансформации защищены от изменения путём включения в хэш-код идентификационных признаков. В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с последующей выгрузкой собранной информации в базу данных ИВК ОАО «Иркутскэнерго». С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК) ОАО «Иркутскэнерго», где проводится контроль достоверности измерительной информации. Сигналы содержат информацию о результатах измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий УСПД и счетчиков электроэнергии) на подстанциях сальдо-перетоков ООО «Иркутская Энергосбытовая компания». Временная задержка поступления информации не более 30 мин. По запросу возможно получение всей информации, хранящейся в базе данных АИИС. Сопряжение УСПД с корпоративной информационно-вычислительной сетью (КИВС) ОАО «Иркутскэнерго» и затем с ИВК осуществляется посредством линий связи ОАО «Иркутскэнергосвязь», образуя основной канал передачи данных. Резервный канал связи образован посредством коммутируемого соединения (GSM модем). На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, а также хранение и отображение информации. Для контроля и мониторинга работы системы на подстанциях сальдо-перетоков ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» предусмотрены автоматизированные рабочие места (персональный компьютер). По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется предусмотренная программным обеспечением обработка измерительной информации, ее формирование, оформление справочных и отчетных документов. Отчетные документы, содержащие информацию о результатах 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии и о состоянии средств измерений, передаются в вышестоящие организации и смежные энергосистемы по основному и резервному каналам связи. АИИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях иерархии. СОЕВ выполняет функцию синхронизации внутренних часов компонентов системы на всех уровнях АИИС КУЭ. Данная функция является централизованной. Корректировка часов на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней. На уровне ИВК ОАО «Иркутскэнерго» установлено УССВ на базе УССВ-2 (Гос.реестр № 54074-13) с ГЛОНАСС/GPS-приемником сигналов времени. Настройка системных часов сервера БД ИВК ОАО «Иркутскэнерго» выполняется непосредственно от УССВ с помощью программного обеспечения АС_Time, входящего в его комплект поставки, и синхронизирует часы при расхождении более, чем на ±1 с, сличение ежесекундное. Корректировка внутренних часов УСПД (ИВКЭ) осуществляется от УССВ-2, установленных на каждой подстанции, коррекция происходит в случае расхождения часов более, чем на ±1 с при сличении каждые 30 мин. Синхронизация часов УСПД является функцией программного модуля – компонента внутреннего ПО УСПД. Внутренние часы счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) сличаются и при необходимости синхронизируется с часами УСПД (ИВКЭ) не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении ±2 с, и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике. Все действия по синхронизации внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней. Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечениеВсе функции АИИС по обработке измерительных и служебных данных реализуются программно. Программное обеспечение имеет модульную структуру, которая обеспечивает построение отказоустойчивого, масштабируемого программно-технического комплекса. В состав программного обеспечения АИИС КУЭ входит: специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергии, УСПД и ПО сервера БД АИИС КУЭ. Программные средства сервера БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему ОС «Microsoft Windows 2000», прикладное ПО (СУБД «Oracle 9i» – система управления базами данных) и специализированное ПО «АльфаЦЕНТР». Программные средства на АРМ содержат: ОС не ниже «Microsoft Windows XP Professional», программный пакет «MS Office» – набор офисных приложений служит для просмотра отчетных форм.В состав ПО для передачи данных в ПАК КО ОАО «АТС» с использованием ЭЦП входят следующие программные продукты: средство криптографической защиты информации (СКЗИ) КриптоПро CSP, программный продукт CryptoEnergyPro, программный продукт CryptoSendMail, драйверы и утилиты, обеспечивающие согласованную работу указанных выше программ. ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям ГОСТ 8.654-2009, свидетельство об аттестации от 31 мая 2012 г. № АПО-001-12 выдано ФГУП «ВНИИМС». Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПОНомер версии ПОЦифровой идентификатор ПОНаименование программного модуля ПО
ПО «АльфаЦЕНТР»не ниже 14.05.013Е736В7F380863F44CC8E6F7BD211C54ac_metrology.dll Библиотека результатов измерений, коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов и т.д.
Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», которое функционирует на сервере ИВК. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений. Программное обеспечение и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора данных после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных. Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных от преднамеренных изменений являются: - средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением); - средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий); - средства управления доступом (пароли); - средства защиты на физическом уровне (HASP-ключи). Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии от непреднамеренных и преднамеренных изменений – высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014). Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±2 единицы младшего разряда измеренного (учтенного) значения. Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР» и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Метрологические и технические характеристикиПеречень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов, заводских номеров и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2. Таблица 2 – Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии
Канал измеренийСредство измеренийКтт· КтнНаименование измеряемой величины
Номер ИКНаименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединенияВид СИ, класс точности, коэффициент передачиОбозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера
1 – 5ПС ТайшетУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008610Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ВЛ-500кВ №503ТТ КТ 0,5 КТТ=3150/1ТФНКД-500-П ГР № 3639-73 Зав.№ 267/245 (фаза А) Зав.№ 268/241 (фаза В) Зав.№ 261/232 (фаза С)15750000Ток первичный, I1
ВЛ-500кВ №504ТТ КТ 0,5 КТТ=3150/1ТФЗМ-500Б-I У1 ГР № 3639-73 Зав.№ 327/300 (фаза А) Зав.№ 323/302 (фаза В) Зав.№ 323/304 (фаза С)15750000Ток первичный, I1
ВЛ-110кВ С-43ТТ КТ 0,5 КТТ=1000/5ТФЗМ-110Б-ШУ1 ГР № 2793-71 Зав.№ 4408 (фаза А) Зав.№ 4380 (фаза С)220000Ток первичный, I1
ВЛ-110кВ С-46ТТ КТ 0,5 КТТ=1000/5ТФЗМ-110Б-ШУ1 ГР № 2793-71 Зав.№ 4392 (фаза А) Зав.№ 4366 (фаза С)220000Ток первичный, I1
ОВ-110кВТТ КТ 0,5S КТТ=1000/5VIS WI 110 ГР № 37750-08 Зав.№ 12/0731402 (фаза А) Зав.№ 12/0731403 (фаза С)220000Ток первичный, I1
ПС Тайшет- ЗападУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008604Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ВЛ-110кВ С-61ТТ КТ 0,5 КТТ=500/5ТФЗМ-110Б-ШУ1 ГР № 2793-71 Зав.№ 1004 (фаза А) Зав.№ 1005 (фаза В) Зав.№ 1007 (фаза С)110000Ток первичный, I1
ПС ЮртыУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008609Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ВЛ-110кВ С-60ТТ КТ 0,5 КТТ=500/5ТФЗМ-110Б-ШУ1 ГР № 2793-71 Зав.№ 1006 (фаза А) Зав.№ 1008 (фаза В) Зав.№ 1009 (фаза С)110000Ток первичный, I1
ПС КунермаУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008896Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ВЛ-220кВ КС-33ТТ КТ 0,5 КТТ=600/5ТФЗМ-220Б-ШУ1 ГР № 3694-73 Зав.№ 9708 (фаза А) Зав.№ 9686 (фаза С)264000Ток первичный, I1
ПС ДабанУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008813Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ВЛ-220кВ УД-32ТТ КТ 0,5 КТТ=600/5ТФЗМ-220Б-ШУ1 ГР № 3694-73 Зав.№ 9866 (фаза A) Зав.№ 9879 (фаза В) Зав.№ 9894 (фаза С)264000Ток первичный, I1
ПС КлючиУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008611Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ВЛ-220кВ №582ТТ КТ 0,2S КТТ=2000/1TG-245 ГР № 15651-12 Зав.№ 1475/06 (фаза А) Зав.№ 1479/06 (фаза В) Зав.№ 1473/06 (фаза С)4400000Ток первичный, I1
11 –13 ПС БЦБКУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008607Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ВЛ-220 кВ ВБ-272ТТ КТ 0,5 КТТ=1000/5ТФЗМ-220Б-IV У1 ГР № 6540-78 Зав.№ 3343 (фаза А) Зав.№ 2862 (фаза В) Зав.№ 3308 (фаза С)440000Ток первичный, I1
ВЛ-220 кВ МБ-273ТТ КТ 0,5 КТТ=1000/5ТФЗМ-220Б-IV У1 ГР № 6540-78 Зав.№ 3367 (фаза А) Зав.№ 5580 (фаза В) Зав.№ 5590 (фаза С)440000Ток первичный, I1
ОВ-220кВТТ КТ 0,5 КТТ=1000/5ТФЗМ-220Б-IV У1 ГР № 6540-78 Зав.№ 3421 (фаза А) Зав.№ 3390 (фаза В) Зав.№ 2890 (фаза С)440000Ток первичный, I1
14, 15ПС БайкальскУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008606Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
Ввод 27,5кВ Т-1ТТ КТ 0,5 КТТ=1000/5ТФНД-35М ГР № 3689-73 Зав.№ 163 (фаза А) Зав.№ 114 (фаза В)55000Ток первичный, I1
Ввод 27,5кВ Т-2ТТ КТ 0,5 КТТ=1000/5ТФНД-35М ГР № 3689-73 Зав.№ 2504 (фаза А) Зав.№ 83 (фаза C)55000Ток первичный, I1
16, 17ПС СлюдянкаУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008615Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ВЛ-110кВ КЗМ-135ТТ КТ 0,5S КТТ=100/5ТБМО-110 ГР № 23256-11 Зав.№ 3635 (фаза А) Зав.№ 3634 (фаза С)22000Ток первичный, I1
ВЛ-35кВ КЗМ-386ТТ КТ 0,5 КТТ=50/5ТОЛ-35 ГР № 21256-07 Зав.№ 922 (фаза А) Зав.№ 825 (фаза C)3500Ток первичный, I1
18 –20ПС Ново-бирюсинскУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008614Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ПС №15 «Новобирю-синск» 110/10 кВ, Ввод № 1ТТ КТ 0,5 КТТ=600/5ТОЛ-СЭЩ-10 ГР № 32139-11 Зав.№ 05870 (фаза А) Зав.№ 05862 (фаза В) Зав.№ 05239 (фаза С)12000Ток первичный, I1
ПС №15 «Новобирю-синск» 110/10 кВ, Ввод № 2ТТ КТ 0,5 КТТ=1000/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 17096 (фаза А) Зав.№ 17025 (фаза С)20000Ток первичный, I1
ПС №15 «Новобирю-синск» 110/10 кВ, КЛ-10 кВ фидер 15-16ТТ КТ 0,5 КТТ=100/5ТОЛ-10 ГР № 7069-02 Зав.№ 49821 (фаза А) Зав.№ 41937 (фаза В) Зав.№ 42565 (фаза С)2000Ток первичный, I1
21 –27 ПС ТамтачетУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008612Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
Фидер № 17-04ТТ КТ 0,5 КТТ=200/5ТЛМ-10 ГР № 2473-69 Зав. № 7245 (фаза А) Зав. № 6908 (фаза С)4000Ток первичный, I1
Фидер № 17-08ТТ КТ 0,5 КТТ=100/5ТЛМ-10 ГР № 2473-69 Зав. № 5283 (фаза А) Зав. № 6997 (фаза С)2000Ток первичный, I1
Фидер № 17-09ТТ КТ 0,5 КТТ=200/5ТЛМ-10 ГР № 2473-69 Зав.№ 7244 (фаза А) Зав.№ 6894 (фаза С)4000Ток первичный, I1
Фидер № 17-10ТТ КТ 0,5 КТТ=100/5ТЛМ-10 ГР № 2473-69 Зав.№ 0112 (фаза А) Зав.№ 7037 (фаза С)2000Ток первичный, I1
Фидер № 17-13ТТ КТ 0,5 КТТ=100/5ТЛМ-10 ГР № 2473-69 Зав.№ 1196 (фаза А) Зав.№ 0182 (фаза С)2000Ток первичный, I1
Фидер № 17-18ТТ КТ 0,5 КТТ=100/5ТЛМ-10 ГР № 2473-69 Зав.№ 5661 (фаза А) Зав.№ 0178 (фаза С)2000Ток первичный, I1
Фидер № 17-20ТТ КТ 0,5 КТТ=50/5ТЛМ-10 ГР № 2473-69 Зав.№ 5348 (фаза А) Зав.№ 1795 (фаза С)1000Ток первичный, I1
ПС БыстраяУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008605Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
яч. №2 Ввод 6 кВ Т-1ТТ КТ 0,5 КТТ=400/5ТОЛ-10 ГР № 26198-03 Зав.№ 22176 (фаза А) Зав.№ 22175 (фаза В) Зав.№ 22177 (фаза С)4800Ток первичный, I1
29 –32 ПС ОзернаяУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008617Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ВЛ-500 кВ № 576ТТ КТ 0,2S Ктт =3150/1SAS 550 ГР № 25121-07 Зав.№ 13/127316 (фаза А) Зав.№ 13/127315 (фаза В) Зав.№ 13/127317 (фаза C)17325000Ток первичный, I1
УШР ВЛ № 576ТТ КТ 0,2S Ктт =3150/1SAS 550 ГР № 25121-07 Зав.№ 13/127308 (фаза А) Зав.№ 13/127307 (фаза В) Зав.№ 13/127306 (фаза C)17325000Ток первичный, I1
ВЛ-500 кВ № 579ТТ КТ 0,2S Ктт =3150/1SAS 550 ГР № 25121-07 Зав.№ 12/113970 (фаза А) Зав.№ 12/113969 (фаза В) Зав.№ 12/113968 (фаза C)17325000Ток первичный, I1
УШР ВЛ № 579ТТ КТ 0,2S Ктт =3150/1SAS 550 ГР № 25121-07 Зав.№ 12/113961 (фаза А) Зав.№ 12/113959 (фаза В) Зав.№ 12/113960 (фаза C)17325000Ток первичный, I1
Мамаканская ГЭСУСПДRTU-327LV ГР № 41907-09 Зав.№ 008608Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
ВЛ 110 кВ «Мамакан-Мусковит» (1С)ТТ КТ 0,5 КТТ=100/5ТФНД-110М ГР № 2793-71 Зав.№ 418 (фаза А) Зав.№ 231 (фаза C)22000Ток первичный, I1
Примечание: Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Надежность применяемых в системе компонентов: - электросчётчики АЛЬФА А1800 (параметры надежности: То не менее 120000 ч; tв не более 2 ч); -УСПД серии RTU-327 (параметры надежности: То не менее 40000 ч; tв не более 24 ч); - сервер БД, коммутатор (параметры надежности КГ не менее 0,99; tв не более 1 ч); - устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (КГ не менее 0,95; tв не более 168 ч). Надежность системных решений: - резервирование питания УСПД с помощью ИБП, а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный канал связи – резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи – коммутируемое соединение GSM); резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания и с помощью резервирования сервера; - мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике); - наличие ЗИП, эксплуатационной документации. Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчика, вторичных цепей испытательных коробок, УСПД и сервера; Глубина хранения информации (профиля): – электросчетчики АЛЬФА А1800 имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована) по 4-м каналам – на глубину 180 дней; – УСПД серии RTU-327 - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – 45 суток, сохранение информации при отключении питания – не менее 5 лет (функция автоматизирована); – сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована). Таблица 3 – Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электро-энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
№ ИКАктивная электроэнергия и мощность
10, 29–320,2S0,20,2S11,20,80,70,7
5, 160,5S0,50,2S11,91,21,01,0
1 – 40,50,20,2S1не нормируют1,81,10,9
6 – 9, 11-15, 17-28, 330,50,50,2S1не нормируют1,91,21,0
№ ИКРеактивная электроэнергия и мощность
10, 29–320,2S0,20,50,8/0,62,31,81,51,5
5, 160,5S0,50,50,8/0,64,52,72,22,2
1 – 40,50,20,50,8/0,6не нормируют4,52,52,0
6 – 9, 11-15, 17-28, 330,50,50,50,8/0,6не нормируют4,62,72,2
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности; 2 Нормальные условия: - параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02)Uном; ток (1 – 1,2)Iном, cosφ = 1; - температура окружающей среды (20±5) °С; 3 Рабочие условия: - параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1)Uном; ток (0,05 – 1,2)Iном, cosφ = 0,5инд – 1; - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 50 до +45°С, для счетчиков от минус 40 до +55 °С, для УСПД от минус 20 до +50 °С, для УССВ-2 от минус 10 до +55 °С; 4 В Табл. 3 приняты следующие обозначения: WР2% (WQ2%) – значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка); WР5% (WQ5%) – значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке; WР20 % (WQ20%) – значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке; WР100% (WQ100%) – значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка); WР120% (WQ120%) – значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).
Комплектностьприведена в таблице 4: Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии
№Наименование№ Госреестра СИ РФКласс точности СИ, количество, шт.
1.Основные измерительные средства учета электроэнергии и мощности
1.1Измерительные трансформаторы тока
SAS 550ГР № 25121-07КТ 0,2S (12 шт.)
ТФЗМ-500Б-I У1ГР № 3639-73КТ 0,5 (3 шт.)
ТФНКД-500-ПГР № 3639-73КТ 0,5 (3 шт.)
TG-245ГР № 15651-06КТ 0,2S (3 шт.)
ТФЗМ-220Б-ШУ1ГР № 3694-73КТ 0,5 (6 шт.)
ТФЗМ-220Б-IV У1ГР № 6540-78КТ 0,5 (9 шт.)
VIS WI 110ГР № 37750-08КТ 0,5S (2 шт.)
ТБМО-110ГР № 23256-05КТ 0,5S (2 шт.)
ТФЗМ-110Б-ШУ1ГР № 2793-71КТ 0,5 (10 шт.)
ТФНД-110МГР № 2793-71КТ 0,5 (2 шт.)
ТОЛ-35ГР № 21256-03КТ 0,5 (2 шт.)
ТФНД-35МГР № 3689-73КТ 0,5 (4 шт.)
ТВЛМ-10ГР № 1856-63КТ 0,5 (2 шт.)
ТЛМ-10ГР № 2473-69КТ 0,5 (14 шт.)
ТОЛ-10ГР № 7069-02КТ 0,5 (3 шт.)
ТОЛ-10ГР № 26198-03КТ 0,5 (3 шт.)
ТОЛ-СЭЩ-10ГР № 32139-06КТ 0,5 (3 шт.)
1.2Измерительные трансформаторы напряжения
CPТf 550ГР № 29695-08КТ 0,2 (6 шт.)
ТЕМР 550ГР № 25474-03КТ 0,2 (18 шт.)
СРВ-245ГР №15853-06КТ 0,2 (6 шт.)
НКФ-220-58ГР № 1382-60КТ 0,5 (12 шт.)
НАМИ-110 УХЛ1ГР № 24218-03КТ 0,5 (9 шт.)
НКФ-110-57ГР № 1188-58КТ 0,5 (12 шт.)
ЗНОМ-35-65ГР № 912-70КТ 0,5 (10 шт.)
НАМИ-10ГР № 11094-87КТ 0,5 (1 шт.)
НТМИ-10-66ГР № 831-69КТ 0,5 (3 шт.)
ЗНОЛП-6ГР № 2611-70КТ 0,5 (1 шт.)
1.3Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные АЛЬФА А1800
A1802RAL-P4GB-DW-4ГР № 31857-11КТ 0,2S(А) по ГОСТ Р 52323-2005 0,5(R) по ГОСТ Р 52425-2005(18шт)
A1802RAL-P4GB-DW-3
А1802RАLXQV-P4GB-W-4
A1802RL-P4GB-DW-4ГР № 31857-06КТ 0,2S(А) по ГОСТ Р 52323-2005 0,5(R) по ГОСТ Р 52425-2005(1шт)
1.4Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327
1.4.1RTU-327LVГР № 41907-09сбор измерительной информации от счетчиков (14 шт.)
1.5Устройства синхронизации системного времени (УССВ)
1.5.1УССВ-2ГР № 54074-13Прием, передача сигналов даты и времени; установка и корректиров-ка значений времени и даты в компонентах АИИС КУЭ (14 шт.)
1.6Сервер (ИВК), коммуникатор
1.6.1Сервер базы данных (БД)-сбор измерительной информации с УСПД и/или счетчиков (1 шт.)
2Программные компоненты
Системное (базовое) ПО, установленное на компьютере типа IBM PC-ОС «Microsoft Windows 2000» ОС «Microsoft Windows XP Professional»
Прикладное ПО, установленное на компьютере типа IBM PC-СУБД «Oracle 9i»; «MS Office»
Специализированное ПО, установленное на компьютере типа IBM PCГР № 44595-10ПО «АльфаЦЕНТР», модуль AC_LaрTop – для ноутбука
Специализированное встроенное ПО УСПДГР № 19495-03ПО RTU-325 SWV1.00, EMFPLUS, ALPHAPLUS_AEP
Специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергииГР № 14555-02ПО «ALPHAPLUS_AP»
3Эксплуатационная документация
Методика поверки АИИС КУЭ -1 экз.
Руководство по эксплуатации АИИС КУЭ - 1 экз.
Паспорт-формуляр АИИС КУЭ -1 экз.
Руководство пользователя АИИС КУЭ -1 экз.
Техническая документация на комплектующие изделия-1 комплект
Поверка осуществляется по документу МП 001-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии», утвержденному Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» в марте 2015 г. Перечень основных средств поверки: - средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011; - средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003; - средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом: «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС», в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденному в 2012 г.; - средства поверки устройств сбора и передачи данных серии RTU-327 в соответствии с документом: «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДИЯМ 466215.007 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.; - радиочасы МИР РЧ-01 (Гос.реестр № 27008-04); - переносной инженерный пульт – ноутбук с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы; - программный пакет АльфаЦЕНТР АС_SE-5000, ПО «Metercat» для конфигурации и опроса счетчиков АЛЬФА А1800.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии: ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизирован-ные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения». Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» в части сальдо-перетоков электроэнергии.
Заявитель ЗАО «ИРМЕТ» Юридический адрес: 664050, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, корп. 26А. Почтовый адрес: 664075, г. Иркутск, а/я 3857. Тел. (3952) 500-317; Тел/факс (3952) 225-303; E-mail: irmet@es.irkutskenergo.ru Интернет адрес: http://irmet.irkutsk.ru/;
Испытательный центр ФГУП «Всероссийский НИИ физико-технических и радиотехнических измерений» (ФГУП «ВНИИФТРИ») (Восточно-Сибирский филиал). 664056, г. Иркутск, ул. Бородина, 57, тел/факс:(3952)46-83-03, факс:(3952)46-38-48; mail: office@niiftri.irk.ru; http://www.vniiftri-irk.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30002-13 от 07.10.2013 г.