|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала "Невский" ОАО "ТГК-1" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Ивэлектроналадка", г.Иваново |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 58 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности для определения величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую системус централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанныхк единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергиис 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;
- передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК) включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных. Все используемые компоненты ИИК имеют сертификаты или свидетельства об утверждении типа средств измерений.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) на основе устройства сбора и передачи данных RTU-325L (№ 37288-08 в Государственном реестре средств измерений), устройство синхронизации системного времени УСCВ-2 (№ 54074-13 в Государственном реестре средств измерений), технические средства организации каналов связи, программное обеспечение.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» производства ООО «Эльстер Метроника» (№ 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя линии связи, компьютер в серверном исполнении.
Между уровнями ИИК и ИВКЭ с помощью каналообразующей аппаратуры организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ. В качестве канала применяются проводные линии связи с использованием интерфейса RS-485 (для ИК №1-46, 49-50), а также GPRS/GSM канал связи, организованный при помощи модемов (для ИК №47-48).
На уровне ИВКЭ обеспечивается хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи на уровень ИВК.
Между уровнями ИВКЭ и ИВК с помощью каналообразующей аппаратуры организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИВКЭ в ИВК. В качестве канала применяются проводные линии связи с использованием интерфейса Ethernet.
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭМ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненнойза 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике 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 электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
По запросу или в автоматическом режиме с ИИК информация направляется в ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи на уровень ИВК. Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы УСПД (для ИК №1-46, 49-50). Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы GSM-модемов (для ИК № 47-48), откуда по запросу или в автоматическом режиме с ИИК информация поступает на входы УСПД.
Сервер базы данных (сервер БД), установленный в ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «ТГК-1», с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, осуществляется передача информации в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-макетов, установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации времени УССВ-2 с приемником точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УССВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное.
Часы УСПД синхронизируются с часами УССВ-2 не реже 1 раза в час при достижении рассогласования времени более чем на ±1 с. УСПД осуществляет корректировку показаний часов счетчиков электроэнергии не реже 1 раза в сутки при сеансе связи в случае обнаружения рассогласования времени более чем на ±2 с. Часы сервера БД, установленного в ОАО «ТГК-1», непрерывно синхронизируются от сервера единого времени LAN TIME SERVER.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» всоответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационное наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Библиотека программных модулей
ПО «АльфаЦЕНТР» | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 | | Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | | Другие идентификационные данные )если имеются) | ac_metrology.dll |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| №
ИК | Наиме-нование ИК | Состав 1-го уровня ИК | УСПД | ИВК | Вид
элект-роэнер-гии | Метроло-гические характерис-тики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1 | Генератор Г-1 | BDG 072А1;
4500/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 48214-11 | TJC 6-G; 10500/100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 49111-12 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | «Альфа ЦЕНТР» № в Гос-реестре 44595-10 | активная
реактив-ная | ±0,6
±1,3 | ±2,1
±2,4 | | 2 | Генератор Г-2 | BDG 072А1;
4500/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 48214-11 | TJC 6-G; 10500/100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 49111-12 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 3 | КЛ-220 кВ ЭС-1 Централь-ная ТЭЦ - Чесменс-кая (К-271) | VAU-245;
1000/1;
к.т. 0,2S
№ в Гос-реестре
53609-13 | VAU-245; 220000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 53609-13 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 4 | КВЛ-220 кВ ЭС-1 Централь-ная ТЭЦ - Южная
(К-272+Л224) | VAU-245;
1000/1;
к.т. 0,2S
№ в Гос-реестре
53609-13 | VAU-245; 220000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 53609-13 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 5 | Трансфор-матор Т-1, сторона
110 кВ
(КРУЭ-110 кВ яч.13) | ELK-CT0;
1250/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 6 | Трансфор-матор Т-2, сторона
110 кВ (КРУЭ-110 кВ яч.16) | ELK-CT0;
625/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | «Альфа ЦЕНТР» № в Гос-реестре 44595-10 | активная
реактив-ная | ±0,6
±1,3 | ±2,1
±2,4 | | 7 | Трансфор-матор Т-3, сторона 110 кВ
(КРУЭ-110 кВ яч.18) | ELK-CT0;
625/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 8 | КЛ 110 кВ Юсуповс-кая - ЭС-1 Централь-ной ТЭЦ №2 (К-177) | ELK-CT0;
625/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 9 | КВЛ 110 кВ ЭС-1 Централь-ной ТЭЦ - Чесменс-кая I цепь (КВЛ 110кВ Московс-кая-1+
К-112) | ELK-CT0;
625/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 10 | КЛ 110 кВ ЭС-1 Централь-ной ТЭЦ - Боровая №2 (К-139) | ELK-CT0;
625/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | активная
реактив-ная | ±0,6
±1,3 | ±2,1
±2,4 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 11 | КЛ 110 кВ ЭС-1 Централь-ной ТЭЦ - Бородинс-кая №2
(К-111) | ELK-CT0;
1250/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | «Альфа ЦЕНТР» № в Гос-реестре 44595-10 | активная
реактив-ная | ±0,6
±1,3 | ±2,1
±2,4 | | 12 | КЛ 110 кВ Юсуповс-кая - ЭС-1 Централь-ной ТЭЦ №1 (К-176) | ELK-CT0;
625/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 13 | КВЛ 110 кВ ЭС-1 Централь-ной ТЭЦ - Чесменс-кая II цепь (КВЛ 110кВ Московс-кая-2+
К-113) | ELK-CT0;
625/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 14 | КЛ 110 кВ ЭС-1 Централь-ной ТЭЦ - Бородинс-кая №1
(К-110) | ELK-CT0;
1250/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 15 | КЛ 110 кВ ЭС-1 Централь-ной ТЭЦ - Боровая №1 (К-138) | ELK-CT0;
625/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 16 | Блочный трансфор-матор 110 кВ
ТБ-1 | ELK-CT0;
500/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | «Альфа ЦЕНТР» № в Гос-реестре 44595-10 | активная
реактив-ная | ±0,6
±1,3 | ±2,1
±2,4 | | 17 | Блочный трансфор-матор 110 кВ
ТБ-2 | ELK-CT0;
500/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 18 | ТСНР
110 кВ | ELK-CT0;
500/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 19 | АТ-1
110 кВ | ELK-CT0;
1250/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 20 | АТ-2
110 кВ | ELK-CT0;
1250/1;
к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре 58213-14 | EGK 145-3/VT1; 110000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 41074-09 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 21 | АТ-1
(10 кВ), СН КРУЭ-110 кВ | ТЛО-10;
100/1; к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре
25433-11 | ЗНОЛП-10;
10000/100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре
46738-11 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | «Альфа ЦЕНТР» № в Гос-реестре 44595-10 | активная
реактив-ная | ±0,6
±1,3 | ±2,1
±2,4 | | 22 | АТ-2
(10 кВ), СН КРУЭ-110 кВ | ТЛО-10;
100/1; к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре
25433-11 | ЗНОЛП-10;
10000/100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре
46738-11 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 23 | ТСНР секция
1 6кВ | ТЛО-10;
1200/1; к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре
25433-11 | ЗНОЛП-6;
6000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре
46738-11 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 24 | ТСНР секция
2 6кВ | ТЛО-10;
1200/1; к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре
25433-11 | ЗНОЛП-6;
6000/
100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре
46738-11 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 25 | ТСНО-1
10 кВ | ТВ-СВЭЛ;
1000/1; к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре
42663-09 | TJC 6-G; 10500/100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 49111-12 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 26 | ТСНО-2
10 кВ | ТВ-СВЭЛ;
1000/1; к.т. 0,2S;
№ в Гос-реестре
42663-09 | TJC 6-G; 10500/100;
к.т. 0,2;
№ в
Гос-реестре 49111-12 | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/0,5;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 27 | АТ-1
(0,4 кВ)
СН ЭС-1 | Т-0,66; 1000/5;
к.т. 0,5S; № в Гос-реестре
52667-13 | - | Альфа А1800;
к.т. 0,5S/1,0;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | «Альфа ЦЕНТР» № в Гос-реестре 44595-10 | активная
реактив-ная | ±1,0
±2,2 | ±5,5
±5,0 | | 28 | АТ-2 (0,4кВ)
СН ЭС-1 | Т-0,66; 1000/5;
к.т. 0,5S; № в Гос-реестре
52667-13 | - | Альфа А1800;
к.т. 0,2S/1,0;
№ в Гос-реестре
31857-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 29 | АТ-1
(0,4 кВ), МРЭС | ТТН; 1000/5;
к.т. 0,5S; № в Гос-реестре
41260-09 | - | Меркурий 234;
к.т. 0,5S/1,0;
№ в Гос-реестре
48266-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 | | 30 | АТ-2
(0,4 кВ), МРЭС | ТТН; 1000/5;
к.т. 0,5S; № в Гос-реестре
41260-09 | - | Меркурий 234;
к.т. 0,5S/1,0;
№ в Гос-реестре
48266-11 | RTU-325L;
№ в Гос-реестре
37288-08 |
Примечания:
Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uном; ток (1 - 1,2) Iном, cos( = 0,8 инд.;
- температура окружающего воздуха (21 - 25) ºС;
- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4Гц;
Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uном; ток (0,05 - 1,2) Iном,
0,5 инд < cos( < 0,8 емк;
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 ºС; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 ºС;
- относительная влажность воздуха до 90 %;
- давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - для Альфа А1800 глубина хранения данных графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут составляет не менее 1200 дней, для Меркурий 234 глубина хранения 30-ти минутных срезов мощности составляет не менее 170 суток;
- УСПД - для RTU-325L глубина хранения архива измеренных величин с 30-минутным интервалом составляет не менее 45 дней;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии - для Альфа А1800 среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа, для Меркурий 234 среднее время наработки на отказ не менее 220000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД - для RTU-325L среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 0,5 часа.
|
| Комплектность | В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 - Комплект поставки средства измерений
| Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание | | Счетчик электрической энергии многофункциональный Альфа А1800 | 28 | | | Счетчик электрической энергии многофункциональный Меркурий 234 | 2 | | | Трансформатор тока BDG | 6 | | | Трансформатор тока VAU-245 | 6 | | | Трансформатор тока ELK-CT0 | 48 | | | Трансформатор тока ТЛО-10 | 12 | | | Трансформатор тока ТВ-СВЭЛ | 6 | | | Трансформатор тока Т-0,66 | 6 | | | Трансформатор тока ТТН-100 | 6 | | | Трансформатор напряжения TJC 6-G | 12 | | | Трансформатор напряжения VAU-245 | 6 | | | Трансформатор напряжения EGK 145-3/VT1 | 4 | | | Трансформатор напряжения ЗНОЛП-10 | 6 | | | Трансформатор напряжения ЗНОЛП-6 | 6 | | | Устройство синхронизации времени УССВ-2 | 2 | | | GSM-модем IRZ ATM2-485 | 1 | | | Устройство сбора и передачи данных RTU-325L | 2 | | | Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» | 1 | | | Методика поверки 2272П-15.МП | 1 | | | Инструкция по эксплуатации 2272П-15.ИЭ | 1 | | | Паспорт 2272П-15.ПФ | 1 | |
|
| Поверка | осуществляется по документу 2272П-15.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» Методика поверки», утвержденному ФБУ «Марийский ЦСМ» 26.08.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»;
- для счетчиков электрической энергии трехфазных статических Меркурий 234 - в соответствии с методикой поверки «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системыGlobal Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке клеймом и (или) наклеивание клейма в виде наклейки.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
|
| Заявитель | Акционерное общество «Ивэлектроналадка» (АО «Ивэлектроналадка»)
ИНН 3729003630
Адрес: 153032, г.Иваново, ул. Ташкентская, д. 90
Web-site: www.ien.ru
Тел. (4932) 230-230, 230-591, 37-44-26; Факс (4932) 29-88-22
Е-mail: office@ien.ru
|
| Испытательный центр | :
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»
424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, д. 3
Тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30118-11 от 08.08.2011 г.
| |
