Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 64329-16 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) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" 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) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" 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
64329-16
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго"
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) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго» (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 и 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 и АЛЬФА класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (или ГОСТ 30206-94) для активной электроэнергии; класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ Р 52425-2005 (или ГОСТ 26035-83) для реактивной электроэнергии; вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, размещенные на Усть-Илимской ТЭЦ (г. Усть-Илимск, Иркутской области) – филиале ПАО «Иркутскэнерго» (44 точки измерений). 2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, включающий 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) ПАО «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 устройства 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 объектах Усть-Илимской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго» по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений в ИВК ПАО «Иркутскэнерго» (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 ПАО «Иркутскэнерго». С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК) ПАО «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) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго». 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) ПАО «Иркутскэнерго» и затем с ИВК осуществляется посредством линий связи ПАО «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 по присоединениям Усть-Илимской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго» 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 приращений 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 ПАО «Иркутскэнерго» установлено УССВ на базе УССВ-2 (Гос.реестр № 54074-13) с ГЛОНАСС/GPS-приемником сигналов времени. Настройка системных часов сервера БД ИВК ПАО «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 по часам ИВК, коррекция происходит в случае расхождения более чем на ±1 с. Синхронизация часов УСПД является функцией программного модуля – компонента внутреннего ПО УСПД. Внутренние часы счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) сличаются и, при необходимости, синхронизируются 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 ±5,0 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 Программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора (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)Значение
Идентификационное наименование ПО«АльфаЦЕНТР»
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО3Е736В7F380863F44CC8E6F7BD211C54 (по MD5)
Наименование программного модуля ПОac_metrology.dll Библиотека метрологически значимой части ПО (результатов измерений, коэффициентов транс-формации измерительных трансформаторов, др)
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 Усть-Илимской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго» от непреднамеренных и преднамеренных изменений – высокий (по Р 50.2.077-2014). Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±1 единицу 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
Канал измеренийСредство измеренийКтт· КтнНаименование измеряемой величины
№ ИКНаименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединенияВид СИ, класс точности, коэффициент передачиОбозначение, тип, № Гос.реестра СИ РФ, заводские номера
1 – 44Усть-Илимская ТЭЦУСПДRTU-325-E1-512-M4-B8 ГР № 19495-03 Зав. № 007169Энергия активная, реактивная Мощность активная, реактивная Календарное время
Усть-Илимская ТЭЦ, ТГ-1ТТ КТ 0,5 КТТ=6000/5ТШВ15Б ГР № 5719-76 Зав. № 418 (фаза А) Зав. № 469 (фаза В) Зав. № 417 (фаза C)120000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ТГ-3ТТ КТ 0,5 КТТ=8000/5ТШВ15Б ГР № 5719-76 Зав. № 249 (фаза А) Зав. № 231 (фаза В) Зав. № 200 (фаза С)160000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ТГ-4ТТ КТ 0,5 КТТ=6000/5ТШЛ20Б-1 ГР № 4016-74 Зав.№ 1662 (фаза А) Зав.№ 1656 (фаза В) Зав.№ 1666 (фаза С)120000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ТГ-5ТТ КТ 0,5 КТТ=8000/5ТШВ15Б ГР № 5719-76 Зав.№ 377 (фаза А) Зав.№ 404 (фаза В) Зав.№ 371 (фаза С)160000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ТГ-6ТТ КТ 0,5 КТТ=10000/5ТШ20 ГР № 8771-82 Зав.№ 386 (фаза А) Зав.№ 420 (фаза В) Зав.№ 428 (фаза С)315000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-1ТТ КТ 0,5 КТТ= 1000/5ТВ-110-1 ГР № 3189-72 Зав. № 767 (фаза А) Зав. № 1023 (фаза В) Зав. № 725 (фаза С)220000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2ТТ КТ 0,5 КТТ= 1000/5ТВ-110-1 ГР № 3189-72 Зав. № 1036 (фаза А) Зав. № 777 (фаза В) Зав. № 998 (фаза С)220000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3ТТ КТ 0,5 КТТ= 1000/5ТВ-110-1 ГР № 3189-72 Зав. № 717 (фаза А) Зав. № 1015 (фаза В) Зав. № 965 (фаза С)220000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-4ТТ КТ 0,5 КТТ= 1000/5ТВ-110-1 ГР № 3189-72 Зав. № 18А (фаза А) Зав. № 18В (фаза В) Зав. № 18С (фаза С)220000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч.2 шинопровод ШП-1ТТ КТ 0,5 КТТ= 8000/5ТШВ15Б ГР № 5719-76 Зав. № 616 (фаза А) Зав. № 618 (фаза В) Зав. № 734 (фаза С)160000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч.38 шинопровод ШП-2ТТ КТ 0,5 КТТ=8000/5ТШВ15Б ГР № 5719-76 Зав. № 736 (фаза А) Зав. № 007 (фаза В) Зав. № 595 (фаза С)160000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч.16 шинопровод ШП-3ТТ КТ 0,5 КТТ=8000/5ТШВ15Б ГР № 5719-76 Зав. № 619 (фаза А) Зав. № 642 (фаза В) Зав. № 665 (фаза С)160000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч.46 шинопровод ШП-4ТТ КТ 0,5 КТТ=8000/5ТШВ15Б ГР № 5719-76 Зав. № 278 (фаза А) Зав. № 250 (фаза В) Зав. № 248 (фаза С)160000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5 кВ, "ввод 10,5 кВ Т-1"ТТ КТ 0,5 КТТ=6000/5ТШВ-15 ГР № 1836-63 Зав. № б/н (фаза А) Зав. № б/н (фаза В) Зав. № б/н (фаза С)120000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5 кВ, "ввод 10,5 кВ Т-2"ТТ КТ 0,2S КТТ=8000/5ТШЛ 20-1 ГР № 21255-03 Зав. № 96 (фаза А) Зав. № 338 (фаза В) Зав. № 95 (фаза С)160000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5 кВ, "ввод 10,5 кВ Т-3"ТТ КТ 0,5 КТТ=6000/5ТШВ-15 ГР № 1836-63 Зав. № 281 (фаза А) Зав. № 287 (фаза В) Зав. № 243 (фаза С)120000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5 кВ, "ввод 10,5 кВ Т-4"ТТ КТ 0,2S КТТ=8000/5ТШЛ 20-1 ГР № 21255-03 Зав. № 339 (фаза А) Зав. № 337 (фаза В) Зав. № 340 (фаза С)160000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 109 РП-32-1ТТ КТ 0,5 КТТ=300/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 71501 (фаза А) Зав.№ 71557 (фаза С)6000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 110 КТП-0ТТ КТ 0,5 КТТ=100/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 40827 (фаза А) Зав.№ 34710 (фаза С)2000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 113 КТП-82ТТ КТ 0,5 КТТ=300/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 04675 (фаза А) Зав.№ 15792 (фаза С)6000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 123 ТП-103ТТ КТ 0,5 КТТ=150/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав. № 10720 (фаза А) Зав. № 12007 (фаза С)3000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 124 РП-18ТТ КТ 0,5 КТТ=1500/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 4722 (фаза А) Зав.№ 4725 (фаза С)30000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 125 РП-17ТТ КТ 0,5 КТТ=600/5ТЛК10-5 ГР № 9143-01 Зав.№ 10601 (фаза А) Зав.№ 10596 (фаза С)12000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 210 ТП-5ТТ КТ 0,5 КТТ=150/5ТЛМ-10 ГР № 2473-69 Зав.№ 4262 (фаза А) ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 74082 (фаза С)3000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 213 КТП-82ТТ КТ 0,5 КТТ=300/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 82427 (фаза А) Зав.№ 12155 (фаза С)6000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 214 НПКТТ КТ 0,5 КТТ=150/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 40811 (фаза А) Зав.№ 40821 (фаза С)3000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 215 РП-23ТТ КТ 0,5 КТТ=600/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав. № 74070 (фаза А) Зав. № 9958 (фаза С)12000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 223 РП-32-4ТТ КТ 0,5 КТТ=600/5ТОЛ-СЭЩ-10 ГР № 32139-11 Зав.№ 34964-13 (фаза А) Зав.№ 34974-13 (фаза С)12000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч.224 ООО «Трай-линг»ТТ КТ 0,5 КТТ=800/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 83290 (фаза А) Зав.№ 83280 (фаза С)16000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 225 КТП-98ТТ КТ 0,5 КТТ=150/5ТОЛ-СЭЩ-10 ГР № 32139-11 Зав.№ 35875-13 (фаза А) Зав.№ 35874-13 (фаза С)3000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 310 КТП-0ТТ КТ 0,5 КТТ=100/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 83295 (фаза А) Зав.№ 83282 (фаза С)2000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 313 РП-18ТТ КТ 0,5 КТТ=1500/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 15276 (фаза А) Зав.№ 15356 (фаза С)30000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 323 РП-17ТТ КТ 0,5 КТТ=600/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 79406 (фаза А) Зав.№ 12173 (фаза С)12000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 324 НПКТТ КТ 0,5 КТТ=150/5ТЛК10-5 ГР № 9143-01 Зав.№ 09311 (фаза А) Зав.№ 06392 (фаза С)3000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 325 ТП-105ТТ КТ 0,5 КТТ=150/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав. № 1845 (фаза А) Зав. № 1884 (фаза С)3000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 413 ТП-6 УСТТТ КТ 0,5 КТТ=300/5ТОЛ-СЭЩ-10 ГР № 32139-11 Зав.№ 35152-13 (фаза А) Зав.№ 35142-13 (фаза С)6000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 415 РП-23ТТ КТ 0,5 КТТ=1000/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав. № 9558 (фаза А) Зав. № 9842 (фаза С)20000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 423 КТП-98ТТ КТ 0,5 КТТ=300/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав. № 65238 (фаза А) Зав. № 71154 (фаза С)6000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 424 РП-32-3ТТ КТ 0,5 КТТ=600/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав.№ 32722 (фаза А) Зав.№ 32741 (фаза С)12000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ГРУ 10,5кВ яч. 425 РП-32-2ТТ КТ 0,5 КТТ=300/5ТВЛМ-10 ГР № 1856-63 Зав. № 71341 (фаза А) Зав. № 71227 (фаза С)6000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ввод 6,3 кВ РТСР-2, сек. СРП-3ТТ КТ 0,5 КТТ=1500/5ТЛМ-10 ГР № 2473-69 Зав. № 7875 (фаза А) Зав. № 3005 (фаза С)18000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ввод 6,3 кВ РТСР-2, сек. СРП-4ТТ КТ 0,5 КТТ=1500/5ТЛМ-10 ГР № 2473-69 Зав. № 2255 (фаза А) Зав. № 8081 (фаза С)18000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ввод 6,3 кВ ТСР-5", сек. 9РТТ КТ 0,5 КТТ=1500/5ТОЛ-10 УЗ ГР № 51178-12 Зав. № 46718 (фаза А) Зав. № 41045 (фаза В) Зав. № 46728 (фаза С)18000Ток первичный
Усть-Илимская ТЭЦ, ввод 6,3 кВ ТСР-5", сек. 10РТТ КТ 0,5 КТТ=1500/5ТОЛ-10 УЗ ГР № 51178-12 Зав. № 54886 (фаза А) Зав. № 17288 (фаза В) Зав. № 55476 (фаза С)18000Ток первичный
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 ПАО «Иркутскэнерго» 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); - электросчётчики АЛЬФА (параметры надежности: То не менее 50000 ч; tв не более 2 ч); -УСПД RTU-325 (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; – электросчетчики АЛЬФА 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 63 дня; – УСПД RTU-325 - 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
15, 170,2S0,50,2S11,31,00,90,9
1 – 5, 14, 160,50,50,2S1не нормируют1,91,21,0
6 –13, 18–440,50,50,5S1не нормируют2,21,61,5
№ ИКРеактивная электроэнергия и мощность
15, 170,2S0,50,50,8/0,62,21,81,71,7
1 – 5, 14, 160,50,50,50,8/0,6не нормируют4,62,72,2
6 –13, 18–440,50,510,8/0,6не нормируют5,33,93,6
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 Альфа А1800 от минус 40 до +65 °С, для счетчиков АЛЬФА от минус 40 до +55 °С, для УСПД от 0 до +70 °С, для УССВ-2 от минус 10 до +55 °С; 4 В таблице 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
№Наименование№ Госреестра СИ РФКласс точности СИ, количество, шт.
1.Основные измерительные средства учета электроэнергии и мощности
1.1Измерительные трансформаторы тока
ТВ-110-1ГР № 3189-72КТ 0,5 (12 шт.)
ТШ20ГР № 8781-82КТ 0,5 (3 шт.)
ТШЛ 20-1ГР № 21255-03КТ 0,2S (6 шт.)
ТШЛ20Б-1ГР № 4016-74КТ 0,5 (3 шт.)
ТШВ-15ГР № 1836-63КТ 0,5 (6 шт.)
ТШВ15БГР № 5719-76КТ 0,5 (21 шт.)
ТВЛМ-10 ГР № 1856-63КТ 0,5 (35 шт.)
ТЛК10-5 ГР № 9143-01КТ 0,5 (4 шт.)
ТЛМ-10 ГР № 2473-69КТ 0,5 (5 шт.)
ТОЛ-10 У3 ГР № 32139-11КТ 0,5 (6 шт.)
ТОЛ-СЭЩ-10 ГР № 32139-11КТ 0,5 (6 шт.)
1.2Измерительные трансформаторы напряжения
НКФ-110-83ХЛ1ГР № 1188-84КТ 0,5 (12 шт.)
ЗНОМ-15-63ГР № 1593-70КТ 0,5 (27 шт.)
ЗНОЛ.06ГР № 3344-04КТ 0,5 (6 шт.)
НОМ-6 ГР № 159-49КТ 0,5 (8 шт.)
НТМИ-10-66 ГР № 831-69КТ 0,5 (10 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(4шт)
АЛЬФА A1R-4-АL-С29-T+ГР № 14555-02КТ 0,2S(А) по ГОСТ 30206-94 0,5(R) по ГОСТ 26035-83 (9 шт.)
АЛЬФА A2R-4-AL-С25-T+
АЛЬФА A2R-3-AL-С25-T+
1.4Комплекс аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД RTU-300
1.4.1RTU-300 RTU-325-E1-512-M4-B8ГР № 19495-03сбор измерительной информации от счетчиков (1 шт.)
1.5Устройство 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 (1 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»; «Microsoft 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_AE
Специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергииГР № 31857-11ПО «Metercat»
Специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергииГР № 14555-02ПО «ALPHAPLUS_AЕ»
3Эксплуатационная документация
Методика поверки АИИС КУЭ -1 экз.
Паспорт-формуляр АИИС КУЭ -1 экз.
Техническая документация на комплектующие изделия-1 комплект
Поверка осуществляется по документу МП 001-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго». Методика поверки», утвержденному Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» в феврале 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма. 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 документами: «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., и «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа АЛЬФА. Методика поверки» ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», 1999 г.; - средства поверки комплексов аппаратно-программных средств на основе УСПД серии RTU-300 в соответствии с документом: «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», ДИЯМ 466453.005 ФГУП ВНИИМС, 2003 г.; - ntp-сервер сигналов времени; - переносной инженерный пульт – ноутбук с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с программными пакетами АльфаЦЕНТР АС_SE-5000, «Metercat», «ALPHAPLUS_AЕ» для конфигурации и опроса счетчиков.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО «Иркутскэнерго»: 1 ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». 2 ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизирован-ные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». 3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Заявитель ЗАО «ИРМЕТ» ИНН 3811053048 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; е-mail: irmet@es.irkutskenergo.ru
Испытательный центр Восточно-Сибирский филиал ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Восточно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ») Юридический адрес: 141570, Московская область, Солнечногорский район, рабочий поселок Менделеево, промзона ВНИИФТРИ Почтовый адрес: 664056, г.Иркутск, ул. Бородина,57, тел./факс:(3952)46-83-03, (3952)46-38-48; е-mail: office@niiftri.irk.ru. Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30002-13 от 07.10.2013 г.