Номер по Госреестру СИ: 80207-20
80207-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волховской ГЭС (ГЭС-6) филиала "Невский" ПАО "ТГК1"
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волховской ГЭС (ГЭС-6) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для автоматических измерений активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа-ЦЕНТР» или ПО «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответ-
ствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР» |
amrserver.exe amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР» |
4.20.0.0 и выше 4.20.8.1 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
Цифровой идентификатор ac_metrology.dll |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Идентификационное наименование ПО «Энергосфера» |
pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энергосфера» |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор pso_metr.dll |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе ЭС-52-08/2017-Г6.МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волховской ГЭС (ГЭС-6) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». Свидетельство об аттестации № 10-RA.RU.311468-2020 от 12.08.2020 г., выданное ООО «ОКУ». Аттестат аккредитации RA.RU311468 от 21.01.2016 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Волховской ГЭС (ГЭС-6) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Приказ Росстандарта от 31.07.2018 № 1621 Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты
Поверка
Поверкаосуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2018 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
-
- трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217 -2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- трансформаторов напряжения (ТН) в соотв етствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
- счетчиков типа Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
-
- устройств синхронизации частоты и времени Метроном 1000 - в соответствии с документом М003-13 -СИ МП «Устройства синхронизации частоты и времени Метроном версий 300, 600, 900, 1000, 3000. Методика поверки», утвержденным ФБУП «ЦНИИС» в 2013 г.;
-
- блок коррекции времени типа ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
-
- прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод. 20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
-
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
-
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-12);
-
- вольтамерфазометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСЕРВИС»(ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»)
ИНН 7802222000
Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, 7-я Красноармейская ул., д. 18, литер А, пом. 7-Н Телефон: 8 (812) 368-02-70, 8 (812) 368-02-71
Факс: 8 (812) 368-02-72
Е-mail: office@energoservice.net
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области»(ФБУ «Тест-С.-Петербург»)
Адрес: 190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1
Телефон: 8 (812) 244-62-28, 8 (812) 244-12-75
Факс: 8 (812) 244-10-04
E-mail: letter@rustest. spb. ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматиз и-рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи: автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электрической энергии (мощности);
автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
хранение результатов измерений;
передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка электрической энергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без нее;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т. п.);
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012, вторичные измерительные цепи и технические
средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) - технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее - ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее - ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее -сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ).
ПТК АИИС КУЭ развернут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развернуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезав и-симую память счетчика.
На втором уровне происходит:
настройка параметров ИВК;
сбор данных из памяти счетчиков в БД;
хранение данных в БД;
формирование справочных и отчетных документов;
передача информации смежным субъектам электроэнергетики - участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (далее - ПАК КО);
настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
поддержание точного времени в системе.
ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электрической энергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК, как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без нее.
Для обеспечения единого времени на СИ, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии ИИК ТИ, ПТК АИИС КУЭ (ИВК) и сервер времени) при проведении измерений при помощи АИИС КУЭ, предусмотрена система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ).
СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компонентах и уровнях системы.
Базовым устройством системы СОЕВ является Метроном 1000 (производства ООО «Прайм Тайм Инжиниринг», регистрационный № 56465-14), синхронизирующее собственную шкалу времени с шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (далее - ГЛОНАСС).
При проведении измерений при помощи АИИС КУЭ время внутренних часов СИ АИИС КУЭ синхронизируется в следующей последовательности:
ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует свою шкалу времени по сигналу, получаемому от Метроном 1000, при превышении поправки часов ПТК АИИС КУЭ относительно шкалы времени Метроном 1000 более чем на 2 секунды (настраиваемый параметр);
ПТК АИИС КУЭ не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики, если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени ПТК превышает 2 секунды, происходит коррекция часов счетчиков.
Факты коррекции времени отражаются в журналах событий компонентов АИИС КУЭ ГЭС-6 филиала «Невский» ПАО «ТГК-1».
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
3 шт. |
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
33 шт. |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
15 шт. |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
12 шт. |
Трансформатор напряжения |
UGE |
9 шт. |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
Трансформатор напряжения |
UGE 3-35 |
30 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
8 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
9 шт. |
Устройство синхронизации времени |
Метроном 1000 |
2 шт. |
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера» |
1 шт. |
Паспорт |
ЭС-52-08/2017-Г6.ПС |
1 экз. |
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений |
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) - технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее - ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее - ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее -сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ).
ПТК АИИС КУЭ развернут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развернуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезав и-симую память счетчика.
На втором уровне происходит:
настройка параметров ИВК;
сбор данных из памяти счетчиков в БД;
хранение данных в БД;
формирование справочных и отчетных документов;
передача информации смежным субъектам электроэнергетики - участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (далее - ПАК КО);
настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
поддержание точного времени в системе.
ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электрической энергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК, как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без нее.
Для обеспечения единого времени на СИ, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии ИИК ТИ, ПТК АИИС КУЭ (ИВК) и сервер времени) при проведении измерений при помощи АИИС КУЭ, предусмотрена система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ).
СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компонентах и уровнях системы.
Базовым устройством системы СОЕВ является Метроном 1000 (производства ООО «Прайм Тайм Инжиниринг», регистрационный № 56465-14), синхронизирующее собственную шкалу времени с шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (далее - ГЛОНАСС).
При проведении измерений при помощи АИИС КУЭ время внутренних часов СИ АИИС КУЭ синхронизируется в следующей последовательности:
ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует свою шкалу времени по сигналу, получаемому от Метроном 1000, при превышении поправки часов ПТК АИИС КУЭ относительно шкалы времени Метроном 1000 более чем на 2 секунды (настраиваемый параметр);
ПТК АИИС КУЭ не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики, если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени ПТК превышает 2 секунды, происходит коррекция часов счетчиков.
Факты коррекции времени отражаются в журналах событий компонентов АИИС КУЭ ГЭС-6 филиала «Невский» ПАО «ТГК-1».
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа-ЦЕНТР» или ПО «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответ-
ствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР» |
amrserver.exe amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР» |
4.20.0.0 и выше 4.20.8.1 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
Цифровой идентификатор ac_metrology.dll |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Идентификационное наименование ПО «Энергосфера» |
pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энергосфера» |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор pso_metr.dll |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Т аблица 2 - Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ и метрологические характеристики
Номер и диспетчерское наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Сервер/ УССВ |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||
Границы допускаемой основной относительной погрешности, % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % | |||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), Г-1 |
ТПОЛ-10 1500/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 1261-08 |
ЗНОЛ.06, 10500/^3/100/^3 0,5; ГОСТ 1983-2001 Рег. № 3344-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
тер с ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера»; Устройство синхронизации времени Метроном 1000, |
Активная Реактивная |
±1,1 ±1,7 |
±1,2 ±2,1 |
Номер и диспетчерское наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Сервер/ УССВ |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||
Границы допускаемой основной относительной погрешности, % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % | |||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
2 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), Г-2 |
ТЛП-10 600/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 25475-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
±0,9 ±1,4 |
±1,1 ±2,0 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
3 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), Г-3 |
ТЛП-10 600/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 25475-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
ютер с ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера»; Устройство синхрониза--------------------Л /Г------------ |
Активная Реактивная |
±0,9 ±1,4 |
±1,1 ±2,0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
4 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), Г-4 |
ТЛП-10 600/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 25475-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
±0,9 ±1,4 |
±1,1 ±2,0 | |
5 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), Г-5 |
ТЛП-10 600/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 25475-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
±0,9 ±1,4 |
±1,1 ±2,0 | |
Продолжение таблицы 2 | ||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
6 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), Г-6 |
ТЛО-10 1500/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 25433-07 |
ЗНОЛ.06 10000/^3/100/^3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 3344-72 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера»; Устройство синхронизации времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±1,7 |
±1,2 ±2,1 |
7 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), Г-7 |
ТЛО-10 1500/5 0,2S; ГОСТ 7746-2001 Рег. № 25433-07 |
ЗНОЛ.06 10000/^3/100/^3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 3344-72 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±1,7 |
±1,2 ±2,1 | |
8 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), Г-8 |
ТЛО-10 1500/5 0,2S; ГОСТ 7746-2001 Рег. № 25433-07 |
ЗНОЛ.06 10000/^3/100/^3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 3344-72 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±1,7 |
±1,2 ±2,1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 | ||||||||
1ном (1макс) = 5 (10) А |
й л ^+- О ’Т | |||||||
ТЛП-10 |
UGE |
ином =3x57/100 В |
Активная |
±1,9 |
±2,3 | |||
Волховская ГЭС |
2000/5 |
10000/^3/100/^3 |
класс точности: |
IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосф Устройство синхронизации времени Метроном 1000, Рег. № 56465-1 | ||||
9 |
(ГЭС-6), ввод 10 кВ Т-1 |
0,5S ГОСТ 7746-2001 |
0,5 ГОСТ 1983-2001 |
по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 |
Реактивная |
±2,9 |
±4,2 | |
Рег. № 30709-08 |
Рег. № 25475-08 |
ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 | ||||||
Рег. № 31857-06 | ||||||||
A1805RALQ-P4GB-DW-4 | ||||||||
1ном (1макс) = 5 (10) А | ||||||||
Волховская ГЭС |
ТЛП-10 2000/5 |
UGE 10000/^3/100/^3 |
ином =3x57/100 В класс точности: |
Активная |
±1,9 |
±2,3 | ||
10 |
(ГЭС-6), ввод 10 кВ Т-2 |
0,5S ГОСТ 7746-2001 |
0,5 ГОСТ 1983-2001 |
по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 |
Реактивная |
±2,9 |
±4,2 | |
Рег. № 30709-08 |
Рег. № 25475-08 |
ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 | ||||||
Рег. № 31857-06 | ||||||||
A1805RALQ-P4GB-DW-4 | ||||||||
1ном (1макс) = 5 (10) А | ||||||||
ином =3x57/100 В | ||||||||
ТЛП-10 |
UGE |
класс точности: |
Активная |
±1,9 |
±2,3 | |||
Волховская ГЭС |
2000/5 |
10000/^3/100/^3 |
по активной энергии - 0,5S | |||||
11 |
(ГЭС-6), |
0,5S; |
0,5 |
по реактивной энергии - 1,0 | ||||
ввод 10 кВ ГТ-3 |
ГОСТ 7746-2001 |
ГОСТ 1983-2001 |
ГОСТ Р 52323-2005 |
Реактивная |
±2,9 |
±4,2 | ||
Рег. № 30709-08 |
Рег. № 25475-08 |
ГОСТ Р 52425-2005 | ||||||
Рег. № 31857-06 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТЛП-10 |
UGE 3-35 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В |
й л ^+- О ’Т |
Активная |
±1,9 |
±2,3 | ||
Волховская ГЭС |
1500/5 |
10000/^3/100/^3 |
класс точности: |
IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосф Устройство синхронизации времени Метроном 1000, Рег. № 56465-1 | ||||
12 |
(ГЭС-6), КЛ 10 кВ ВАЗ-1 |
0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 30709-07 |
0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 25475-06 |
по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 |
Реактивная |
±2,9 |
±4,2 | |
ГОСТ Р 52425-2005 | ||||||||
Рег. № 31857-06 | ||||||||
A1805RALQ-P4GB-DW-4 | ||||||||
1ном (1макс) = 5 (10) А | ||||||||
Волховская ГЭС |
ТЛП-10 1500/5 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 |
ином =3x57/100 В класс точности: |
Активная |
±1,9 |
±2,3 | ||
13 |
(ГЭС-6), КЛ 10 кВ ВАЗ-2 |
0,5S ГОСТ 7746-2001 |
0,5 ГОСТ 1983-2001 |
по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 |
Реактивная |
±2,9 |
±4,2 | |
Рег. № 30709-07 |
Рег. № 25475-06 |
ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 | ||||||
Рег. № 31857-06 | ||||||||
A1805RALQ-P4GB-DW-4 | ||||||||
1ном (1макс) = 5 (10) А | ||||||||
ином =3x57/100 В | ||||||||
ТЛП-10 |
UGE 3-35 |
класс точности: |
Активная |
±1,9 |
±2,3 | |||
Волховская ГЭС |
1500/5 |
10000/^3/100/^3 |
по активной энергии - 0,5S | |||||
14 |
(ГЭС-6), |
0,5S |
0,5 |
по реактивной энергии - 1,0 | ||||
КЛ 10 кВ ВАЗ-3 |
ГОСТ 7746-2001 |
ГОСТ 1983-2001 |
ГОСТ Р 52323-2005 |
Реактивная |
±2,9 |
±4,2 | ||
Рег. № 30709-07 |
Рег. № 25475-06 |
ГОСТ Р 52425-2005 | ||||||
Рег. № 31857-06 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
15 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), КЛ 10 кВ ВАЗ-4 |
ТЛП-10 1500/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера»; Устройство синхронизации времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
Активная Реактивная |
±1,9 ±2,9 |
±2,3 ±4,2 |
16 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), КЛ-10 кВ ф.Город-1 |
ТЛО-10 1000/5 0,5S; ГОСТ 7746-2001 Рег. № 25433-07 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
±1,9 ±2,9 |
±2,3 ±4,2 | |
17 |
Волховская ГЭС (ГЭС-6), КЛ-10 кВ ф.Город-2 |
ТЛО-10 1000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 25433-07 |
UGE 3-35 10000/^3/100/^3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
±1,9 ±2,9 |
±2,3 ±4,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электрической энергии на интервале времени 30 минут.
|
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
17 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
От 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
От 2 до 120 |
- частота, Гц |
От 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cosф |
0,87 |
температура окружающей среды, °С |
От +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
От 95 до 105 |
- ток, % от 1ном |
От 2 до 120 |
- коэффициент мощности |
От 0,5 инд. |
- частота, Гц |
до 0,8 емк. От 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
От -30 до +30 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
От +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сутки, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
ИВК - коэффициент готовности не менее Кг = 0,99 - среднее время восстановления работоспособности tb = 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;
Т0 ИК(АИИС) = 1141 ч - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - стандартов;
стойкость к электромагнитным воздействиям;
ремонтопригодность;
программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001; функция контроля процесса работы и средства диагностики системы; резервирование электропитания оборудования системы; резервирование каналов связи.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления; журнал событий ИВК:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени; пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий».
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательных коробок.
Защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
пароля на доступ к счетчику;
ролей пользователей в ИВК.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).