Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "ОГК-2" - Ставропольская ГРЭС. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "ОГК-2" - Ставропольская ГРЭС

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «ОГК-2» - Ставропольская ГРЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (сервер БД), устройство синхронизации времени (УСВ), программное обеспечение (ПО), технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура), 2 автоматизированных рабочих места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

-    сбор информации от счетчиков АИИС КУЭ (результаты измерений, журналы событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    доступ к информации и её передачу в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) и другие заинтересованные организации;

-    передачу информации в АО «АТС».

Первичные токи и первичные напряжения трансформируются измерительными ТТ и ТН в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии.

Электронные счетчики электрической энергии, входящие в состав ИИК, предназначены для измерения и преобразования в цифровой код активной (реактивной) электрической энергии, интегрирование результатов измерений на получасовых интервалах, сохранение полученных значений в памяти счетчика с привязкой к текущему времени. К каждому счетчику подключен резервный источник гарантированного питания. Переключение на источник резервного питания осуществляется автоматически.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485. Полученная информация записывается в УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Данные из УСПД поступают в сервер БД уровня ИВК для последующего хранения и передачи.

Передача информации коммерческому оператору оптового рынка электрической энергии и мощности (АО «АТС»), в региональное подразделение АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям осуществляется с уровня ИВК в автоматизированном режиме от сервера БД с помощью сети Internet и (или) АРМов, входящих в ИВК, по электронной почте в виде файлов формата XML.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя УСВ, встроенные часы сервера БД, УСПД и счетчиков электрической энергии. УСВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).

УСПД уровня ИВКЭ получает сигналы точного времени от УСВ. Сравнение часов УСПД и УСВ происходит непрерывно, синхронизация часов УСПД и УСВ проводится при расхождении показаний часов на величину более чем ±1 с.

УСПД осуществляет синхронизацию времени часов сервера БД при каждом сеансе связи сервер БД - УСПД, но не реже одного раза в 30 минут. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД более чем на ±2 с.

УСПД осуществляет синхронизацию времени часов счетчиков при каждом сеансе связи УСПД - счетчик, но не реже одного раза в 30 минут. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±3 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. Заводской номер средства измерений наносится в паспорт-формуляр АИИС КУЭ типографским способом.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаТ ЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаТ ЦЕНТР».

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

ИКр

е

S

о

Но

Наименование ИК

Состав ИК АИИС КУЭ

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №)

Обозначение, тип

УСПД

УСВ

1

2

3

4

5

6

1

Ставропольская ГРЭС, ОРУ-500 кВ, ячейка №7, ВЛ-500 кВ Ставропольская ГРЭС -Центральная (Л-501)

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 2000/1 № 3639-73

А

ТФНКД-500-II

RTU-327 Рег. № 41907-09

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

В

ТФНКД-500-II

С

ТФНКД-500-II

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 2000/1 № 3639-73

А

ТФНКД-500-II

В

ТФНКД-500-II

С

ТФНКД-500-II

К

н

Кт = 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 № 28008-09

А

НАМИ-500 УХЛ1

В

НАМИ-500 УХЛ1

С

НАМИ-500 УХЛ1

К

н

Кт = 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 № 28008-09

А

НАМИ-500 УХЛ1

В

НАМИ-500 УХЛ1

С

НАМИ-500 УХЛ1

К

н

Кт = 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 № 28008-09

А

НАМИ-500 УХЛ1

В

НАМИ-500 УХЛ1

С

НАМИ-500 УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

1

3

4

5

6

2

А

В

С

ТФЗМ 500Б-1У1

Кт = 0,5 Ктт = 2000/1 № 3639-73

Т

Т

ТФЗМ 500Б-1У1

ТФЗМ 500Б-1У1

А

В

с"

ТФЗМ 500Б-1У1

Кт = 0,5 Ктт = 2000/1 № 3639-73

Т

Т

ТФЗМ 500Б-1У1

ТФЗМ 500Б-1У1

А

В

С

НАМИ-500 УХЛ1

Ставропольская ГРЭС, ОРУ-500 кВ, ячейка №3, ВЛ-500 кВ Ставропольская ГРЭС -Тихорецк (Л-502)

Кт = 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 № 28008-04

Н

Т

НАМИ-500 УХЛ1

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

RTU-327 Рег. № 41907-09

НАМИ-500 УХЛ1

2

В^

С

НАМИ-500 УХЛ1

Кт = 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 № 28008-09

Н

Т

НАМИ-500 УХЛ1

НАМИ-500 УХЛ1

В^

С

НАМИ-500 УХЛ1

Кт = 0,2 Ктн = 500000/V3/100/V3 № 28008-09

Н

Т

НАМИ-500 УХЛ1

НАМИ-500 УХЛ1

к

и

ч

т

е

ч

С

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

1

2

3

4

5

6

(N

о'

II

н

А

ТФУМ 330А-ПУ1

н

н

Ктт = 2000/1

В

ТФУМ 330А-ПУ1

№ 80215-20

С

ТФУМ 330А-ПУ1

сч

о'

II

н

А

ТФУМ 330А-ПУ1

Ставропольская ГРЭС, ОРУ-330 кВ, ячейка №4,

н

н

Ктт = 2000/1

В

ТФУМ 330А-ПУ1

№ 80215-20

С

ТФУМ 330А-ПУ1

сч

о

II

н

А

НАМИ-330 У1

RTU-327

РСТВ-01-01

3

ВЛ-330 кВ

К

н

Ктн = 330000/V3/100/V3

В

НАМИ-330 У1

Рег. №

Рег. №

Ставропольская ГРЭС -Армавир I цепь (Л-330-14)

№ 80214-20

С

НАМИ-330 У1

41907-09

67958-17

сч

о

II

н

А

НАМИ-330 У1

К

н

Ктн = 330000/V3/100/V3

В

НАМИ-330 У1

№ 80214-20

С

НАМИ-330 У1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

A1R-4-AL-C25-T+

№ 14555-02

1

2

3

4

5

6

(N

о'

II

н

А

ТФУМ 330А-ПУ1

н

н

Ктт = 2000/1

В

ТФУМ 330А-ПУ1

№ 80215-20

С

ТФУМ 330А-ПУ1

(N

о'

II

н

А

ТФУМ 330А-ПУ1

Ставропольская ГРЭС, ОРУ-330 кВ, ячейка №2,

н

н

Ктт = 2000/1

В

ТФУМ 330А-ПУ1

№ 80215-20

С

ТФУМ 330А-ПУ1

(N

О

II

н

А

НАМИ-330 У1

RTU-327

РСТВ-01-01

4

ВЛ-330 кВ

К

н

Ктн = 330000/V3/100/V3

В

НАМИ-330 У1

Рег. №

Рег. №

Ставропольская ГРЭС -Армавир II цепь (Л-330-15)

№ 80214-20

С

НАМИ-330 У1

41907-09

67958-17

(N

О

II

н

А

НАМИ-330 У1

К

н

Ктн = 330000/V3/100/V3

В

НАМИ-330 У1

№ 80214-20

С

НАМИ-330 У1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

A1R-4-AL-C25-T+

№ 14555-02

1

2

3

4

5

6

(N

о'

II

н

А

ТФУМ 330А-ПУ1

н

н

Ктт = 2000/1

В

ТФУМ 330А-ПУ1

№ 80215-20

С

ТФУМ 330А-ПУ1

сч

о'

II

н

А

ТФУМ 330А-ПУ1

Ставропольская ГРЭС, ОРУ-330 кВ, ячейка №6,

н

н

Ктт = 2000/1

В

ТФУМ 330А-ПУ1

№ 80215-20

С

ТФУМ 330А-ПУ1

Кт = 0,2

А

НАМИ-330 У1

RTU-327

РСТВ-01-01

5

ВЛ-330 кВ

К

н

Ктн = 330000/V3/100/V3

В

НАМИ-330 У1

Рег. №

Рег. №

Ставропольская ГРЭС -Солнечный Дар (Л-330-17)

№ 80214-20

С

НАМИ-330 У1

41907-09

67958-17

Кт = 0,2

А

НАМИ-330 У1

К

н

Ктн = 330000/V3/100/V3

В

НАМИ-330 У1

№ 80214-20

С

НАМИ-330 У1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

A1R-4-AL-C25-T+

№ 14555-02

1

2

3

4

5

6

GO

(N

o'

II

н

А

ТОГФ-110

н

н

Ктт = 1000/1

В

ТОГФ-110

№ 44640-10

С

ТОГФ-110

Ставропольская ГРЭС,

сч

о'

II

н

А

НАМИ-110 УХЛ1

ОРУ-110 кВ, ячейка №7, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

6

№ 80214-20

С

НАМИ-110 УХЛ1

сч

о

II

н

А

НАМИ-110 УХЛ1

Красная Заря

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

(Л-116)

№ 24218-03

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

RTU-327 Рег. № 41907-09

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

Кт = 0,2S

А

ТОГФ-110

н

н

Ктт = 1000/1

В

ТОГФ-110

№ 44640-10

С

ТОГФ-110

Ставропольская ГРЭС,

Кт = 0,2

А

НАМИ-110 УХЛ1

ОРУ-110 кВ, ячейка №11, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

7

№ 80214-20

С

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

А

НАМИ-110 УХЛ1

Междуреченская

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

(Л-120)

№ 24218-03

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

1

2

3

4

5

6

GO

(N

o'

II

н

А

TAG 123

н

н

Ктт = 1000/1

В

TAG 123

№ 29694-08

С

TAG 123

Ставропольская ГРЭС,

сч

о'

II

н

А

НАМИ-110 УХЛ1

ОРУ-110 кВ, ячейка №2, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

8

№ 80214-20

С

НАМИ-110 УХЛ1

сч

о

II

н

А

НАМИ-110 УХЛ1

Солнечная

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

(Л-129)

№ 24218-03

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

RTU-327 Рег. № 41907-09

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

Кт = 0,2S

А

TAG 123

н

н

Ктт = 1000/1

В

TAG 123

№ 29694-08

С

TAG 123

Ставропольская ГРЭС,

Кт = 0,2

А

НАМИ-110 УХЛ1

ОРУ-110 кВ, ячейка №8, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

9

№ 80214-20

С

НАМИ-110 УХЛ1

сч

о

II

н

А

НАМИ-110 УХЛ1

Баклановская

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

(Л-235)

№ 24218-03

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

1

2

3

4

5

6

GO

(N

o'

II

н

А

ТОГФ-110

н

н

Ктт = 1000/1

В

ТОГФ-110

№ 44640-10

С

ТОГФ-110

Ставропольская ГРЭС,

(N

о'

II

н

А

НАМИ-110 УХЛ1

ОРУ-110 кВ, ячейка №9, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

10

№ 80214-20

С

НАМИ-110 УХЛ1

(N

О

II

н

А

НАМИ-110 УХЛ1

ДКС-2

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

(л-262)

№ 24218-03

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

RTU-327 Рег. № 41907-09

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

Кт = 0,2S

А

TAG 123

н

н

Ктт = 1000/1

В

TAG 123

№ 29694-08

С

TAG 123

Ставропольская ГРЭС,

Кт = 0,2

А

НАМИ-110 УХЛ1

ОРУ-110 кВ, ячейка №3, ВЛ-110 кВ Ставропольская ГРЭС -

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

11

№ 80214-20

С

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

А

НАМИ-110 УХЛ1

Раздольная

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

(Л-280)

№ 24218-03

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

1

2

3

4

5

6

GO

(N

o'

II

н

А

TAG 123

н

н

Ктт = 1000/1

В

TAG 123

№ 29694-08

С

TAG 123

(N

о'

II

н

А

НАМИ-110 УХЛ1

Ставропольская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ячейка №6,

М-2

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

12

№ 80214-20

С

НАМИ-110 УХЛ1

сч

о

II

н

А

НАМИ-110 УХЛ1

110 кВ

К

н

Ктн = 110000/V3/100/V3

В

НАМИ-110 УХЛ1

№ 24218-03

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

RTU-327 Рег. № 41907-09

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

сч

о

II

н

А

ТШЛ20Б-П

н

н

Ктт = 12000/5

В

ТШЛ20Б-П

№ 82783-21

С

ТШЛ20Б-П

Ставропольская ГРЭС,

Кт = 0,5

А

ЗНОМ-20-63

13

ТГ-1

К

н

Ктн = 20000/V3/100/V3

В

ЗНОМ-20-63

(20 кВ)

№ 80009-20

С

ЗНОМ-20-63

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

ТШЛ20Б-П

Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21

Т

Т

ТШЛ20Б-П

ТШЛ20Б-П

ЗНОМ-20-63

Кт = 0,5 Ктн = 20000/V3/100/V3 № 80009-20

Ставропольская ГРЭС, ТГ-2 (20 кВ)

Н

Т

ЗНОМ-20-63

14

ЗНОМ-20-63

к

и

тчи

е

ч

С

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27428-09

A2R1-4-AL-C29-T

ТШЛ20Б-П

Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21

Т

Т

ТШЛ20Б-П

ТШЛ20Б-П

ЗНОМ-20-63

Кт = 0,5 Ктн = 20000/V3/100/V3 № 80009-20

Ставропольская ГРЭС, ТГ-3 (20 кВ)

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

RTU-327 Рег. № 41907-09

Н

Т

ЗНОМ-20-63

15

ЗНОМ-20-63

к

и

ч

т

е

ч

С

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

ТШЛ20Б-П

Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21

Т

Т

ТШЛ20Б-П

ТШЛ20Б-П

ЗНОМ-20-63

Кт = 0,5 Ктн = 20000/V3/100/V3 № 80009-20

Ставропольская ГРЭС, ТГ-4 (20 кВ)

Н

Т

ЗНОМ-20-63

ЗНОМ-20-63

к

и

ч

т

е

ч

С

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

ТШЛ20Б-П

Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21

Т

Т

ТШЛ20Б-П

ТШЛ20Б-П

ЗНОМ-20-63

Кт = 0,5 Ктн = 20000/V3/100/V3 № 80009-20

Ставропольская ГРЭС, ТГ-5 (20 кВ)

Н

Т

ЗНОМ-20-63

17

ЗНОМ-20-63

к

и

тчи

е

ч

С

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

ТШЛ20Б-П

Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21

Т

Т

ТШЛ20Б-П

ТШЛ20Б-П

ЗНОМ-20-63

Кт = 0,5 Ктн = 20000/V3/100/V3 № 80009-20

Ставропольская ГРЭС, ТГ-6 (20 кВ)

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

RTU-327 Рег. № 41907-09

Н

Т

ЗНОМ-20-63

18

ЗНОМ-20-63

к

и

ч

т

е

ч

С

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

ТШЛ20Б-П

Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21

Т

Т

ТШЛ20Б-П

ТШЛ20Б-П

ЗНОМ-20-63

Кт = 0,5 Ктн = 20000/V3/100/V3 № 80009-20

Ставропольская ГРЭС, ТГ-7 (20 кВ)

Н

Т

ЗНОМ-20-63

ЗНОМ-20-63

к

и

ч

т

е

ч

С

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

1

3

4

5

6

2

А

ТШЛ20Б-П

Кт = 0,2 Ктт = 12000/5 № 82783-21

Т

Т

ТШЛ20Б-П

С

ТШЛ20Б-П

ЗНОМ-20-63

РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17

RTU-327 Рег. № 41907-09

Н

Т

ЗНОМ-20-63

20

ЗНОМ-20-63

Ставропольская ГРЭС, ТГ-8 (20 кВ)

Кт = 0,5 Ктн = 20000/V3/100/V3 № 80009-20

к

и

тчи

е

ч

С

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 14555-02

A1R-4-AL-C25-T+

Примечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.

4    Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

5    Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа АИИС КУЭ.

6    Замена компонентов АИИС КУЭ и изменение наименований ИК оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке, с внесением изменений в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть._

Номера ИК

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях

(±5), %

Активная

0,9

5,3

1, 2

Реактивная

2,0

2,7

Активная

0,5

2,1

3 - 5

Реактивная

1, 1

1,6

Активная

0,5

1,9

6 - 12

Реактивная

1,1

2,1

Активная

0,8

2,4

13, 15 - 20

Реактивная

1, 5

1,7

Активная

0,8

2,4

14

Реактивная

1, 6

1, 9

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (30 минут).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)%Ьом, cos9 = 0,5инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от ^ом

-    ток, % от ^ом

-    коэффициент мощности температура окружающей среды °С:

-    для счетчиков активной энергии: ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005

-    для счетчиков реактивной энергии: ТУ 4228-010-29056091-09

ГОСТ 26035-83

от 99 до 101 от 100 до 120 0,87

от +21 до +25

от +21 до +25 от +18 до +22

1

2

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ^ом

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5инд. до 0,8емк.

температура окружающей среды, °С

- для ТТ и ТН

- ИК №№ 1-12, 17-20

от -30 до +40

- ИК №№ 13-16

от +1 до +35

- для электросчетчиков

от -40 до +55

- для УСПД

от +1 до +50

- для УСВ

от -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики АЛЬФА:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

Электросчетчики Альфа А2:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

УСВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за

месяц, сут, не менее

45

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

3, 5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства автоматического включения резерва;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика электрической энергии;

-    УСПД;

-    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере БД (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформаторы тока

ТФНКД-500-II

6 шт.

Трансформаторы тока

ТФЗМ 500Б-1У1

6 шт.

Трансформаторы тока

ТФУМ 330А-ПУ1

18 шт.

Трансформаторы тока

ТОГФ-110

9 шт.

Трансформаторы тока

TAG 123

12 шт.

Трансформаторы тока

ТШЛ20Б-П

24 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-500 УХЛ1

12 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-330 У1

15 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-20-63

24 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

Альфа

19 шт.

1

2

3

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А2

1 шт.

Устройства сбора и передачи данных

RTU-327

1 шт.

Радиосерверы точного времени

РСТВ-01-01

1 шт.

Паспорт-формуляр

БЕКВ.422231.023 ПФ

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «ОГК-2» - Ставропольская ГРЭС».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «ОГК-2» - Ставропольская ГРЭС

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

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

Развернуть полное описание