Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Волга"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЯТи-327-Е1-В04-М04, RTU-327-E1-B16-M16 (далее - УСПД), NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД) АО «Волга», автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) АО «Волга», программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 электрического тока и напряжения 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.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков 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 отчетных документов. Сервер БД АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ.

АРМ АО «Волга» в автоматическом режиме по сети Internet с использованием ЭП раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. В качестве источника синхронизации времени используется NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 осуществляется от сигналов шкалы Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 относительно шкалы времени UTS (SU) не превышает 10 мс. NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16. Коррекция часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 проводится при расхождении часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 и времени NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 более чем на ±1 с.

Коррекция часов сервера баз данных (БД) проводится при расхождении часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 и сервера баз данных (БД) более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД RTU-327-Е1-В04-М04 проводится при расхождении часов сервера баз данных (БД) и УСПД RTU-327-Е1-В04-М04 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) 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» версии не ниже 15.07.05, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

К

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД/

УССВ/

Сервер

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ Накат

ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.14, ВЛ-110 кВ №102

ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,1

1

Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-E1-В04-М04 Рег. № 41907-09

реактивная

±2,7

±5,6

2

ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.1,

отпайка от ВЛ-110 кВ ГЭС-ЦБК

ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

3

ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.10,

ВЛ-110 кВ ГЭС-ЦБК

ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ,

III с.ш. 6 кВ, Яч.21, КЛ-6 кВ ф.621

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

5

ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ,

II с.ш. 6 кВ, Яч.12, КЛ-6 кВ ф.612

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-Е1-В04-М04 Рег. № 41907-09

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

6

ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ,

IV с.ш. 6 кВ, Яч.32, КЛ-632 6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

7

ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ,

IV с.ш. 6 кВ, Яч.28, КЛ-673 6 кВ

ТПЛ-10-У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 1276-59

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

8

ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-2 6 кВ,

I с.ш. 6 кВ, Яч.9, КЛ-675 6 кВ

ТПЛ-10-У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 1276-59

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

Рег. № 46738-11

ПС 110 кВ №1

9

ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ,

II аш. 6 кВ, Яч.36, КЛ-636 6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-ЕЬ В04-М04 Рег. № 41907-09

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

10

ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ,

I аш. 6 кВ, Яч.13, КЛ-6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

11

ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ,

IV аш. 6 кВ, Яч.46, КЛ-6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ БЦКК

12

ПС 110 кВ БЦКК, РУ-6 кВ,

3 с.ш. 6 кВ, Яч.39, КЛ-639 6 кВ

ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 2473-05

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-ЕЬ В04-М04 Рег. № 41907-09

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

13

ПС 110 кВ БЦКК, РУ-6 кВ,

4 с.ш. 6 кВ, Яч.44, КЛ-644 6 кВ

ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 2473-05

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Нижегородская ГРЭС

14

Нижегородская ГРЭС, 0РУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №101

ТФЗМ 110E-IV У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

15

Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №102

ТФЗМ 110E-IV У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

16

Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №103

ТФЗМ 110E-IV У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

110000/V3/100/V3

Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

17

Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №104

ТФЗМ 110Б-ГУ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

18

Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №106

ТФЗМ 110Б-ГУ У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

19

Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №107

ТФЗМ 110Б-ГУ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04

НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

20

Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №108

ТФЗМ 110Б-^ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04

НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

21

Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ,

СВВ 1-3

ТФЗМ 110Б-^ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

22

Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ,

СВВ 2-4

ТФЗМ 110Б-^ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04

НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

23

Нижегородская ГРЭС, 0РУ-110 кВ 3ГТ, ввод 110 кВ Т-13

ТВ-110-II

Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 19720-00

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

24

Нижегородская ГРЭС, 0РУ-110 кВ 3ГТ, МВ-СВ ОРУ-3ГТ

ТВИ-110 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 30559-05

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

25

Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ,

2 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.14, КЛ-1 6 кВ ЦРП г.Балахна

ТП0Ф-10

Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

26

Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ,

2 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.11, КЛ-2 6 кВ ЦРП г.Балахна

ТП0Ф-10

Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

27

Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ,

1 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.3, КЛ-3 6 кВ ЦРП г.Балахна

ТП0Ф-10

Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50

ЗН0Л.06-6 У1 Кл. т. 0,2 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08 НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РУ-6 кВ Волжская насосная станция

28

РУ-6 кВ Волжская насосная станция, 2 с.ш. 6 кВ, Яч.10

ТПФ 10-0,5 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 150/5 Рег. № 517-50

ЗНОЛ-06-6 У3 Кл. т. 0,2 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±3,0

±5,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3.    Погрешность в рабочих условиях указана cosj = 0,8 инд    и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 28 от минус 40 до плюс 35 °C.

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

5.    Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.

6.    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

28

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +35

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

УСПД и сервера, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД RTU-327-Е1-В04-М04

40000

для УСПД RTU-327-E1-B16-M16

40000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

113,7

- при отключении питания, лет, не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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 счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

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

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    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 на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование

Тип

Количество,

шт./экз.

Трансформатор тока

ТПЛ-10 У3

4

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М У2

6

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М У2

6

Трансформатор тока

ТВУ-110-50

9

Трансформатор тока

ТПОФ-10

6

Трансформатор тока

ТФЗМ 110Б-ГУ У1

12

Трансформатор тока

ТФЗМ 110Б-ГУ У1

15

Трансформатор тока

ТВ-110-II

3

Трансформатор тока

ТВИ-110

3

Трансформатор тока

ТЛМ-10-1 У3

4

Трансформатор тока

ТПФ10-0,5

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6У3

18

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6У3

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6 У1

3

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

21

Трансформатор напряжения

НКФ-110

6

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-06-6 У3

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

28

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327-Е1-В04-М04

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327-E1-B16-M16

1

Устройство синхронизации времени

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

1

Программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

1

Сервер

HP ProLiant DL380 G5

1

Методика поверки

МП 075-2018

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.587 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 075-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 06.11.2018 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;

-    УСПД RTU-327-Е1-В04-М04, RTU-327-E1-B16-M16 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

-    метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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