Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-    периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передачу результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места;

-    предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);

-    диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений электроэнергии, включающие в себя средства измерений утвержденных типов:

- трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001: ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) номер в Г осударственном реестре средств измерений (далее - номер в Г осреестре) 3639-73; ВСТ, номер в Госреестре 28930-05; ТШЛ20Б-1, номер в Госреестре 4016-74; ТВ-ЭК, номер в Госреестре 39966-10; ТВТ, номер в Госреестре 3635-06; ТШЛ-35, номер в Госреестре 32610-06;

GSR, номер в Госреестре 25477-06; ТФНД-220-1, номер в Госреестре 3694-73; ТФЗМ 220Б-1У, номер в Госреестре 6540-78; ТПШЛ-10, номер в Госреестре 1423-60; ТЛШ-10, номер в Госреестре 11077-03 и 11077-07; ТЛТТТ, номер в Госреестре 47957-11; KOKS 12/17,5, номер

в Госреестре 36418-07; ТПЛ 20, номер в Госреестре 21254-01; ТВ, номер в Госреестре 19720-00 и 19720-06; ТОЛ-35, номер в Госреестре 21256-07; ТАТ, номер в Госреестре 29838-11; TPU4, номер в Госреестре 45424-10; ТШЛ-20-1 номер в Госреестре 21255-08; ТВ-35-VI, номер в Госреестре 3198-89;

-    трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001: СРВ 550, номер в Госреестре 15853-06; НКФ-500, номер в Госреестре 3159-72; ЗНОЛ.06., номер в Госреестре 3344-04 и 3344-08; ЗНОМ-20-63, номер в Госреестре 1593-62; ЗНОМ-35-65, номер в Госреестре 912-70; СРВ-245, номер в Госреестре 15853-96; НТМИ-6-66, номер в Госреестре 2611-70; ЗНОЛП, номер в Госреестре 23544-02 и 23544-07, НОМ-6-77, номер в Госреестре 17158-98; TJP 4.0, номер в Госреестре 45423-10; JDQXF-145ZHW, номер в Госреестре 40246-08; TJC 6, номер в Г осреестре 36413-07;

- счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА, номер в Госреестре 16666-97, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800, номер в Госреестре 31857-11, класса точности 0,2S и 0,5 по активной и реактивной электроэнергии соответственно, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных серии RTU-327 (далее - УСПД), номер в Госреестре 41907-09, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS, каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру.

Первичные 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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы

УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера баз данных с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS на основе GPS-приемника, подключенное к УСПД, а также таймеры УСПД, сервера баз данных и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение осуществляется один раз в час, погрешность синхронизации не более 0,01 с. Абсолютная погрешность УСПД при измерении текущего времени не более ±2 с/сутки при внешней синхронизации не реже 1 раза в час.

УСПД осуществляет коррекцию времени сервера баз данных и счетчиков. Сличение времени сервера баз данных с временем УСПД осуществляется каждые 60 мин, и корректировка времени сервера выполняется при достижении расхождения времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется один раз в 30 мин, корректировка времени счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» из состава комплексов измерительновычислительных для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», номер в Госреестре 44595-10, в состав которого входит метрогически значимая часть «ac_metrology.dll». Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1.0.0

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по классификации Р 50.2.077-2014.

Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Технические характеристики

о,

е

ме

о

Н

Наименование

объекта

Типы средств измерений, входящих в состав ИК; номинальный первичный и вторичный ток/напряжение для трансформатора тока/напряжения (в виде дроби); класс точности

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

51,

%

52,

%

5э,

%

%

5РАБ,

%

1

ВЛ 500кВ Исеть

ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) 2000/1 Кл. т. 0,5

СРВ 550

500000/V3/100/V3 Кл.т. 0,2; НКФ 500 500000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

RTU-327

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

2

ВЛ 500кВ Тюмень-1

ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) 2000/1 Кл. т. 0,5

НКФ 500

500000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5; СРВ 550 500000/V3/100/V3 Кл.т. 0,2

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

3

ВЛ 500кВ Тюмень-2

ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) 2000/1 Кл. т. 0,5

СРВ 550

500000/V3/100/V3 Кл.т. 0,2; НКФ 500 500000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

RTU-327

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

4

ВЛ 500кВ Южная

ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П)

2000/1 Кл. т. 0,5

НКФ 500

500000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5; СРВ 550 500000/V3/100/V3 Кл.т. 0,2

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

5

ВЛ 500кВ Тагил

ВСТ 2000/1 Кл. т. 0,2S; ТФЗМ 500Б-1У1 (ТФНКД-500-П) 2000/1 Кл. т. 0,5

СРВ 550 500000/V3/100/V3 Кл.т. 0,2; НКФ 500 500000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

6

ТГ-1

ТШЛ20Б-1 12000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06

20000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

7

ТГ-2

ТШЛ20Б-1 12000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОМ-20-63

20000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

9>т

0‘£т

9‘ZT

l‘lT

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

ктзнаихмтзэс!

‘ктзнаихму

S‘0/SZ‘0

VOqLryodag

S‘0 '-L'lTX

e/v/ooi/e/v/oooo^

si7s-ad3

S‘0 Х1ГЛ

т/ооог

l-OZZ-t/HOl

J-ОЯЭНЛЯО

а» ozz if а

91

о‘ет

9‘1т

Z/lT 8‘От

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

ктзнаихмтзэс!

‘ктзнаихму

S‘0/SZ‘0 '^Л

УФИГУО^яа

S‘0 '^Л

e/v/ooi/e/v/oooos

90 If OHS

SZ‘0 '^Л S/00081

’aso

от-л

SI

P‘ZT

9‘1т

/.‘IT 8‘От

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

ктзнаихмтзэс!

‘ктзнаихму

S‘0/SZ‘0 '^Л YOHfyodaa

S‘0 '^Л

e/v/ooi/e/v/ooose

S9-S£-FTOH£

г‘о Х1ГЛ S/00001

seirmi

6-л

Р1

0‘£т

9‘1т

/.‘IT 8‘От

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

ктзнаихмтзэс!

‘ктзнаихму

RTU-327

S‘0/SZ‘0 '^Л YOHfyodaa

s‘o Х1ГЛ e/v/ooi/e/v/oooos

90 If OHS

SZ‘0 '^Л

s/оооог

ле-ах

8-л

£1

о‘ет

9‘1т

С IT 8‘От

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

ктзнаихмтзэс!

‘ктзнаихму

S‘0/SZ‘0 '^Л

YOHTYodaa

S‘0 Х1ГЛ

e/v/ooi/e/v/oooos

90 If OHS

SZ‘0 '^Л

s/оооог

ле-ах

L-A1

ZI

9>т

0‘£т

9‘гт

Т‘ТТ

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

ктзнаихмтзэс!

‘ктзнаихму

S‘0/SZ‘0 '^Л YOHfyodaa

S‘0 Х1ГЛ

e/v/ooi/e/v/oooos

£9-ог-ж>н£

S‘0 •■ь'И'Л

s/ооогт

i-sozimu

9-Л

11

9‘рт

о‘ет

9‘гт

Т‘ТТ

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

ктзнаихмтзэс!

‘ктзнаихму

S‘0/SZ‘0 '^Л VOUfyodaa

s‘o Х1ГЛ e/v/oo i/e/v/оооог

9ЭГ1

S‘0 •■Ь'И'Л

s/ооогт

т-зогшпх

s-л

01

9>т

о‘ет

9‘гт

Т‘ТТ

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

ктзнаихмтзэс!

‘ктзнаихму

S‘0/SZ‘0 '^Л VOUfyodaa

S‘0 Х1ГЛ

e/v/ooi/e/v/oooos

£9-0г-Ж)Н£

S‘0 •■Ь'И'Л

s/ооогт

т-зогшпх

17-Л

6

9‘рт

о‘ет

9‘гт

Т‘ТТ

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

Ю‘0т

ктзнаихмтзэс!

‘ктзнаихму

S‘0/SZ‘0 '^Л YOHfyodaa

S‘0 Х1ГЛ

e/v/ooi/e/v/oooos

£9-ог-ж>н£

S‘0 •■Ь'И'Л

s/ооогт

т-зогшпх

е-л

8

ZI

II

01

6

8

L

9

s

p

е

г

1

17

ВЛ 220 кВ Окунево-2

ТФНД-220-1 2000/1 Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

RTU-327

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

18

ВЛ 220 кВ Анна

ТФНД-220-1 2000/1 Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

19

ВЛ 220 кВ Травянская-2

ТФНД-220-1 2000/1 Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

20

ВЛ 220 кВ Сирень

ТФНД-220-1 2000/1 Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

21

ВЛ 220 кВ Ница

ТФ3М 220Б- IV 2000/1 Кл.т. 0,5 ТФНД-220-1 2000/1 Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

22

ОВ-220 кВ

ТФНД-220-1 2000/1 Кл.т. 0,5

СРВ-245

220000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

23

21 ТР-1РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

24

21 ТР-1РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

25

22 ТР-2РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

26

22 ТР-2РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

27

23 ТР-3РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

RTU-327

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

28

23 ТР-3РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

29

24 ТР-4РА

ТЛШ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛП

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

30

24 ТР-4РБ

ТЛШ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛП

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

31

25 ТР-5РА

ТЛШ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛП

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

32

25 ТР-5РБ

ТЛШ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛП

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

33

26 ТР-6РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

34

26 ТР-6РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

35

27 ТР-7РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

RTU-327

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

36

27 ТР-7РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

37

28 ТР-8РА

ТЛШ

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

38

28 ТР-8РБ

ТЛШ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

39

29 ТР-9РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

40

29 ТР-9РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

RTU-327

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

41

30 ТР-10РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

42

30 ТР-10РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

43

Резервный ввод 1РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

44

Резервный ввод 1РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

45

Резервный ввод 2РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

46

Резервный ввод 2РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

47

Резервный ввод 3РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

48

Резервный ввод 3РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

RTU-327

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

49

Резервный ввод 4РА

ТЛШ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛП

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

50

Резервный ввод 4РБ

ТЛШ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛП

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

51

Резервный ввод 5РА

ТЛШ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛП

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

52

Резервный ввод 5РБ

ТЛШ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛП

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

53

Резервный ввод 6РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

54

Резервный ввод 6РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

55

Резервный ввод 7РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

56

Резервный ввод 7РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

RTU-327

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

57

Резервный ввод 8РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

58

Резервный ввод 8РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

59

Резервный ввод 9РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

60

Резервный ввод 9РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

61

Резервный ввод 10РА

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

62

Резервный ввод 10РБ

ТПШЛ-10

2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77 6000/100 Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

63

1ТР-РА-1

ТЛШ-10

3000/5 Кл.т. 0,5S

ЗНОЛП

6300/V3/100/V3

Кл.т. 0,5

ЕвроАЛЬФА Кл.т. 0,2S/0,5

Активная,

реактивная

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±0,01

±1,1

±2,6

±3,0

±4,9

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовая).

Здесь 51 -пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных;

52    - пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии;

53    - пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности; Soch - основная относительная погрешность измерения электрической энергии и средней

мощности;

5раб - относительная погрешность измерения электрической энергии и средней мощности в рабочих условиях;

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

3.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ^ом; ток (1-1,2) !ном; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды (20±5) °С.

4.    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ^ом; ток (0,02-1,2) !ном; 0,5 инд. < cosj < 0,8 емк.;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до +70 °С; для счетчиков электроэнергии от минус 40 до +65 °С; для УСПД от +10 до +30 °С, для сервера от +10 до +30 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 0 до +40 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в филиале «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемого отклонения показаний часов любого компонента системы от действительного времени в национальной шкале времени UTC(SU) при работающей системе коррекции времени ±5 с.

Параметры надежности применяемых в системе компонентов:

-    средняя наработка на отказ счетчиков электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА не менее 50000 ч, счетчиков типа Альфа А1800 не менее 120000 ч;

-    срок службы счетчиков электроэнергии не менее 30 лет;

-    срок службы УСПД типа RTU-327 не менее 30 лет.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии 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;

-    выключение и включение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

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

-    электросчетчик;

-    УСПД;

-    сервер.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерения приращений электроэнергии составляет 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора результатов измерений - 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 35 суток (функция автоматизирована); хранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ соответствует паспорту-формуляру 17404049.4252103.003 ФО, в котором приведен полный перечень измерительных, связующих и вычислительных компонентов, образующих каждый измерительный канал.

В комплект входит техническая и эксплуатационная документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия». Методика поверки МП 143-264-2016».

Поверка

осуществляется по документу МП 143-264-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия». Методика поверки», утвержденному ФГУП «УНИИМ» 30 сентября 2016 г.

Основные средства поверки:

-    приемник навигационный МНП-М3, номер по Госреестру 38133-08, пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ±100 нс;

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков электроэнергии типа ЕвроАльфа - по документу «Многофункциональный многопроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА. Методика поверки», утвержденному «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1998 г.;

-    счетчиков электроэнергии типа Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки МП 2203-0042-2006», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2006 г.;

-    УСПД RTU-327 - по документу «Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносят на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия». Паспорт-формуляр 17404049.4252103.003 ФО.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Рефтинская ГРЭС» ПАО «Энел Россия»

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

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Развернуть полное описание