Untitled document

Приложение к свидетельству № 44850

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

«ТГК-1» каскад

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ОАО

Туломских ГЭС

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС

предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные

интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения

полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для

коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

·

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

·

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор

привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений

электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

·

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз

данных) и от несанкционированного доступа;

·

передача в ИВК результатов измерений;

·

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений,

данных о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников

оптового рынка электроэнергии;

·

обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка

пломб, паролей и т.п.);

·

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных

средств АИИС КУЭ;

·

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

·

ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему,

которая состоит из 22 измерительных каналов (ИК), 2 измерительно-вычислительных

комплексов электроустановок (ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).

АИИС КУЭ реализуется на Верхнетуломской ГЭС (ГЭС-12) и Нижнетуломской ГЭС (ГЭС-13)

Туломского каскада ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», территориально расположенных

в пос. Верхнетуломский и пос. Мурмаши Мурманской области соответственно.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности

0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса

точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа

Альфа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005(в части активной

электроэнергии) и класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной

электроэнергии), счетчик активной и реактивной электроэнергии Альфа А2 класса точности

0,5S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и класса точности 1,0 по ГОСТ

26035-83 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические

средства каналов передачи данных.

Лист № 2

Всего листов 15

Уровень ИВКЭ, созданный на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) серии

RTU-300 (Госреестр СИ РФ № 19495-03, зав. №№ 000970, 000966), автоматизированных

рабочих мест (АРМ) персонала и технических средств приема-передачи данных.

Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными

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 1 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 1 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется

хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по

основному или резервным каналам передачи данных на верхний уровень системы (сервер БД

ИВК АИИС КУЭ), а также отображение информации по подключенным к УСПД ИВКЭ

устройствам. В качестве основного канала связи используется корпоративная сеть передачи

данных Ethernet филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1». В качестве 1-ого резервного канала

передачи данных может быть использован коммутируемый канал телефонной сети связи

общего пользования (ТфССОП), а в качестве 2-ого резервного канала передачи данных может

быть задействован коммутируемый канал сотовой связи стандарта GSM 900/1800 МГц.

Сервер БД ИВК АИИС КУЭ, установленный в ЦСОИ филиала «Кольский» ОАО

«ТГК-1», с периодичностью один раз в сутки производит опрос УСПД уровня ИВКЭ.

Полученная информация записывается в базу данных сервера БД ИВК АИИС КУЭ.

На уровне ИВК системы выполняется обработка измерительной информации,

получаемой с энергообъектов филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС, в

частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ

и ТН, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации,

оформление справочных и отчетных документов. Один раз в сутки учетная информация по

инициативе ИВК АИИС КУЭ, в соответствии с согласованными сторонами регламентами,

передается в ОАО «АТС» и другие организации–участники оптового рынка электроэнергии.

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе «АльфаЦЕНТР» функционирует

на нескольких уровнях:

·

программное обеспечение счетчиков;

·

программное обеспечение УСПД ИВКЭ;

·

программное обеспечение сервера БД ИВК;

·

программное обеспечение АРМ персонала;

·

программное обеспечение инженерного пульта.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных,

получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной

информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными

системами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на

основе устройств синхронизации системного времени УССВ, подключенных к УСПД ИВКЭ

ГЭС-12 и ГЭС-13. Время встроенных часов УСПД ИВКЭ синхронизировано с единым

календарным временем, которое передается через приёмник GPS-16HVS со спутников

глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, погрешность

синхронизации не более 0,1 с. Корректировка времени встроенных часов УСПД ИВКЭ

осуществляется автоматически 1 раз в 60 мин, при обнаружении рассогласования единого

календарного времени и времени встроенных часов УСПД ИВКЭ более ± 1 с.

Лист № 3

Всего листов 15

УСПД ИВКЭ осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков.

Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов УСПД ИВКЭ,

выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных

часов счетчика осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования

времени встроенных часов УСПД ИВКЭ и счетчика более ± 2 с. От УСПД ИВКЭ так же

обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ персонала.

Абсолютная погрешность измерений времени СОЕВ не превышает предела

абсолютной суточной погрешности измерения текущего времени, равного

±

5 с/сут.

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

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Наименование

ПО

Идентификационное

наименование ПО

(Наименование

программного

модуля)

Наименование файла

Номер версии

(идентификационный

номер) ПО

Цифровой

идентификатор ПО

(контрольная сумма

исполняемого кода)

Алгоритм вычисления

цифрового

идентификатора ПО

«АльфаЦЕНТР»

Программа –

e91e7fc6f64a696c

amrc.exe

УСПД

4bbbb813c47300ff

bad5fb6babb1c9df

A1700, A1140

0939ce05295fbcbb

драйвер работы с БДcdbora2.dll

e851d3f4e6c06be2

Библиотека шифрования

пароля счетчиковencryptdll.dll

ba400eeae8d0572c

alphamess.dll

планировщик опроса иamrserver.exe

9477d821edf7caeb

передачи данных

драйвер ручного опроса6aa158fcdac5f6e0

счетчиков и УСПД 00d546fa74fd90b6

драйвер автоматического

опроса счетчиков иamra.exe

11.07

fd82f6225fed4ffa

MD5

библиотека сообщений b8c331abb5e34444

планировщика опросов 170eee9317d635cd

·

ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплексов измерительно-

вычислительных для учета электрической энергии «Альфа-Центр» за № 44595-10;

·

Предел допускаемой абсолютной погрешности при измерении электрической

энергии и средней мощности в ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет

математической обработки измерительной информации, поступающей от счётчиков,

составляет не более ± 1 единицы младшего разряда учтенного значения;

·

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной

электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и

способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;

·

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений –

уровень «С».

Лист № 4

Всего листов 15

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в

таблицах 2.1 и 2.2

Таблица 2.1 – Состав измерительных каналов

Номер ИК

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации,

№ Госреестра СИ

Обозначение,

тип

Заводской

номер

Ктт ·Ктн ·Ксч

Наименование

измеряемой

величины

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165715

ТТ

ТН

2

Верхне-Туломская

ГЭС (ГЭС-12),

генератор № 2

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165714

80000

ТТ

ТН

3

Верхне-Туломская

ГЭС (ГЭС-12),

генератор № 3

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165743

80000

ТТ

ТН

4

Верхне-Туломская

ГЭС (ГЭС-12),

генератор № 4

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165702

80000

Канал измеренийСостав измерительного канала

Наименование объекта

учета, диспетчерское

наименование

присоединения

ТТ

ТН

1234

КТ = 0,5S А IGDT

Ктт = 4000/5 В IGDT

№ 38611-08

С IGDT

КТ = 0,5АUGE

Ктн = 10000:√3/100:√3ВUGE

№ 25475-11

СUGE

567

№ 07-037041

№ 07-037045

№ 07-037043

№ 07-037223

№ 07-037217

№ 07-037224

1

Верхне-Туломская

ГЭС (ГЭС-12),

генератор № 1

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

80000

КТ = 0,5S А IGDT

Ктт = 4000/5 В IGDT

№ 38611-08

С IGDT

КТ = 0,5АUGE

Ктн = 10000:√3/100:√3ВUGE

№ 25475-11

СUGE

№ 07-037042

№ 07-037039

№ 07-037035

№ 07-037226

№ 07-037225

№ 07-037215

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,5S А IGDT

Ктт = 4000/5 В IGDT

№ 38611-08

С IGDT

КТ = 0,5

АUGE

Ктн = 10000:√3/100:√3ВUGE

№ 25475-11

СUGE

№ 07-037037

№ 07-037040

№ 07-037046

№ 07-037220

№ 07-037219

№ 07-037222

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,5S А IGDT

Ктт = 4000/5 В IGDT

№ 38611-08

С IGDT

КТ = 0,5

АUGE

Ктн = 10000:√3/100:√3ВUGE

№ 25475-11

СUGE

№ 07-037036

№ 07-037044

№ 07-037038

№ 08-017231

№ 09-008160

№ 07-037218

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Календарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное время

Лист № 5

Всего листов 15

Продолжение таблицы 2.1

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01172446

ТТ

ТН

6

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01169557

308000

ТТ

ТН

7

Верхне-Туломская

ГЭС (ГЭС-12),

КРУ-6 кВ, яч.8.5, Ф-2

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01169521

1800

ТТ

ТН

8

Верхне-Туломская

ГЭС (ГЭС-12),

КРУ-6 кВ, яч.8.6, Ф-3

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01172490

1800

ТТ

ТН

9

Верхне-Туломская

ГЭС (ГЭС-12),

КРУ-6 кВ, яч.8.9, Ф-5

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01169528

1800

ТТ

ТН

123

КТ = 0,2S А

Ктт = 1000/5 В

№

С

КТ = 0,2

А

Ктн = 154000:√3/100:√3 В

№

С

4

KOTEF 245

567

№ 2008/475055

№ 2008/475056

№ 2008/475054

№ 2008/475055

№ 2008/475056

№ 2008/475054

5

Верхне-Туломская

ГЭС (ГЭС-12),

ОРУ-150 кВ,

трансформатор № 1

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

308000

КТ = 0,2S А

Ктт = 1000/5 В

№

С

КТ = 0,2

А

Ктн = 154000:√3/100:√3 В

№

С

KOTEF 245

№ 2008/475059

№ 2008/475057

№ 2008/475058

№ 2008/475059

№ 2008/475057

№ 2008/475058

Верхне-Туломская

ГЭС (ГЭС-12),

ОРУ-150 кВ,

трансформатор № 2

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,5S

Ктт = 150/5

№ 30709-07

КТ = 0,5

Ктн = 6000:√3/100:√3

№ 25475-11

АТЛП-10-2 У3

ВТЛП-10-2 У3

СТЛП-10-2 У3

А UGE

В UGE

С UGE

№ 11349

№ 11358

№ 11351

№ 07-037190

№ 07-037198

№ 07-037214

Счетчик

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,5S

Ктт = 150/5

№ 30709-07

КТ = 0,5

Ктн = 6000:√3/100:√3

№ 25475-11

АТЛП-10-2 У3

ВТЛП-10-2 У3

СТЛП-10-2 У3

А UGE

В UGE

С UGE

№ 11347

№ 11357

№ 11361

№ 07-037190

№ 07-037198

№ 07-037214

Счетчик

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,5S

Ктт = 150/5

№ 30709-07

КТ = 0,5

Ктн = 6000:√3/100:√3

№ 25475-11

АТЛП-10-2 У3

ВТЛП-10-2 У3

СТЛП-10-2 У3

А UGE

В UGE

С UGE

№ 11359

№ 11348

№ 11360

№ 07-037210

№ 08-017230

№ 07-037195

Счетчик

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 31857-06

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Календарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное время

Лист № 6

Всего листов 15

Продолжение таблицы 2.1

ТН

10

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01172513

ТТ

ТН

11

Нижне-Туломская

ГЭС (ГЭС-13),

генератор № 1

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165705

18000

ТТ

ТН

12

Нижне-Туломская

ГЭС (ГЭС-13),

генератор № 2

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165709

18000

ТТ

ТН

13

Нижне-Туломская

ГЭС (ГЭС-13),

генератор № 3

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165708

18000

ТТ

ТН

14

Нижне-Туломская

ГЭС (ГЭС-13),

генератор № 4

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165703

18000

ТТ

123

КТ = 0,5S

Ктт = 150/5

№ 30709-07

КТ = 0,5

Ктн = 6000:√3/100:√3

№ 25475-11

4

АТЛП-10-2 У3

ВТЛП-10-2 У3

СТЛП-10-2 У3

А UGE

В UGE

С UGE

567

№ 11350

№ 11344

№ 11345

№ 07-037210

№ 08-017230

№ 07-037195

Верхне-Туломская

ГЭС (ГЭС-12),

КРУ-6 кВ, яч.8.11, Ф-6

Счетчик

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 31857-06

1800

КТ = 0,5S

Ктт = 1500/5

№ 30709-07

КТ = 0,5

Ктн = 6000:√3/100:√3

№ 25475-11

АТЛП-10-3 У3

ВТЛП-10-3 У3

СТЛП-10-3 У3

А UGE

В UGE

С UGE

№ 18207

№ 18190

№ 18198

№ 07-037204

№ 07-037202

№ 07-037192

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,5S

Ктт = 1500/5

№ 30709-07

КТ = 0,5

Ктн = 6000:√3/100:√3

№ 25475-11

АТЛП-10-3 У3

ВТЛП-10-3 У3

СТЛП-10-3 У3

А UGE

В UGE

С UGE

№ trial

№ 18187

№ 18196

№ 07-037154

№ 07-037178

№ 07-037185

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,5S

Ктт = 1500/5

№ 30709-07

КТ = 0,5

Ктн = 6000:√3/100:√3

№ 25475-11

АТЛП-10-3 У3

ВТЛП-10-3 У3

СТЛП-10-3 У3

А UGE

В UGE

С UGE

№ 18205

№ 18188

№ 18209

№ 07-037165

№ 07-037173

№ 07-037167

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,5S

Ктт = 1500/5

№ 30709-07

КТ = 0,5

Ктн = 6000:√3/100:√3

№ 25475-11

АТЛП-10-3 У3

ВТЛП-10-3 У3

СТЛП-10-3 У3

А UGE

В UGE

С UGE

№ 11444

№ 18201

№ 18194

№ 07-037174

№ 07-037171

№ 07-037186

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Календарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное время

Лист № 7

Всего листов 15

Продолжение таблицы 2.1

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01172449

ТТ

ТН

16

A1802RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01169496

132000

ТТ

ТН

17

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01172471

42000

ТТ

ТН

18

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01172473

42000

ТТ

19

Нижне-Туломская ГЭС

(ГЭС-13),

яч. 17, Ф-1 (6 кВ)

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165621

4800

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Календарное время

ТТ

ТН

1234

КТ = 0,2S А Trial Ктт

= 600/5 В KOTEF №

29696-05

С KOTEF

КТ = 0,2

А KOTEF

Ктн = 110000:√3/100:√3 В KOTEF

№ 29696-05

С KOTEF

567

№ 2008/477034

№ 2008/475023

№ 2008/475022

№ 2008/477034

№ 2008/475023

№ 2008/475022

15

Нижне-Туломская

ГЭС (ГЭС-13),

ТП-110 кВ Т-1

ввод 110 кВ

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

132000

КТ = 0,2S А KOTEF

Ктт = 600/5 В KOTEF

№ 29696-05

С KOTEF

КТ = 0,2 А KOTEF

Ктн = 110000:√3/100:√3 В KOTEF

№ 29696-05

С KOTEF

№ 2008/475004

№ 2008/475031

№ 2008/475032

№ 2008/475004

№ 2008/475031

№ 2008/475032

Нижне-Туломская

ГЭС (ГЭС-13),

ТП-110 кВ Т-2

ввод 110 кВ

Счетчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,5S

Ктт = 600/5

№ 34016-07

КТ = 0,5

Ктн = 35000/100

№ 19813-00

А

ТОЛ-35 III-IV-5 УХЛ1

№ 452

В

ТОЛ-35 III-IV-5 УХЛ1

№ 453

С

ТОЛ-35 III-IV-5 УХЛ1

№ 454

А

В НАМИ-35 УХЛ1№ 207

С

Нижне-Туломская

ГЭС (ГЭС-13),

ТП-110 кВ Т-1

ввод 35 кВ

Счетчик

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 31857-06

КТ = 0,5S

Ктт = 600/5

№ 34016-07

КТ = 0,5

Ктн = 35000/100

№ 19813-00

А

ТОЛ-35 III-IV-5 УХЛ1

№ 455

В

ТОЛ-35 III-IV-5 УХЛ1

№ 456

С

ТОЛ-35 III-IV-5 УХЛ1

№ 457

А

В НАМИ-35 УХЛ1№ 197

С

Нижне-Туломская

ГЭС (ГЭС-13),

ТП-110 кВ Т-2

ввод 35 кВ

Счетчик

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 31857-06

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Энергия реактивная, W

Q

Календарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное время

ТНТН

КТ = 0,5S А

Ктт = 400/5 В

№ 30709-07

С

КТ = 0,5

А

Ктн = 6000:√3/100:√3 В

№ 25475-11

С

КТ = 0,5

А

Ктн = 6000:√3/100:√3В

№ 25475-11

С

ТЛП-10-2 У3

UGE

№ 11408

№ 11405

№ 11406

№ 07-037170

№ 07-037180

№ 07-037156

№ 07-037199

№ 07-037205

№ 07-037196

Счетчик

1с, IIсш 1с, Iсш

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 31857-06

Лист № 8

Всего листов 15

Продолжение таблицы 2.1

20

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165619

ТТ

21

Нижне-Туломская ГЭС

(ГЭС-13),

яч. 7, Ф-4 (6 кВ)

A1805RALQ-P4GB-

DW-4

№ 01165610

7200

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Календарное время

ТТ

ТН

22

1

ТТ

123

КТ = 0,5S

Ктт = 400/5

№ 30709-07

КТ = 0,5

Ктн = 6000:√3/100:√3

№ 25475-11

ТНТН

КТ = 0,5

Ктн = 6000:√3/100:√3

№ 25475-11

4

АТЛП-10-2 У3

ВТЛП-10-2 У3

СТЛП-10-2 У3

А UGE

ВUGE

СUGE

АUGE

ВUGE

СUGE

567

№ trial

№ 11407

№ 11409

№ 07-037203

№ 07-037213

№ 07-037200

№ 07-037211

№ 07-037201

№ 07-037207

Нижне-Туломская ГЭС

(ГЭС-13),

яч. 8, Ф-2 (6 кВ)

Счетчик

2с, IIсш 2с, Iсш

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 31857-06

4800

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Календарное время

ТНТН

КТ = 0,5 А

Ктт = 600/5 В

№ 1261-59

С

КТ = 0,5 А

Ктн = 6000:√3/100:√3 В

№ 25475-11

С

КТ = 0,5А

Ктн = 6000:√3/100:√3В

№ trial-11

С

ТПОЛ-10

-

ТПОЛ-10

UGE

№ 01584

-

№ 01596

№ 07-037203

№ 07-037213

№ 07-037200

№ 07-037211

№ 07-037201

№ 07-037207

Счетчик

2с, IIсш 2с, Iсш

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 31857-06

Нижне-Туломская

ГЭС (ГЭС-13),

б/с ОАО «Мегафон»

0,4 кВ АК

Счетчик

А

- В--

С

А

- В--

С

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1A2R2-4-AL-C29-П№ 01191600

№ 27428-04

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Календарное время

Примечания:

1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ

1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 или ГОСТ 30206-94 в режиме

измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной

электроэнергии;

2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

(см. п. 1 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,

чем у перечисленных в Таблице 1;

3. Допускается замена устройств сбора и передачи данных (УСПД) на однотипные

утвержденного типа.

Лист № 9

Всего листов 15

Таблица 2.2 –Метрологические характеристики ИК

cos

j

= 1,0

cos

j

= 0,866/

sin

j

= 0,5

cos

j

= 0,8/

sin

j

= 0,6

cos

j

= 0,5/

sin

j

= 0,866

cos

j

= 1,0

cos

j

= 0,866/

sin

j

= 0,5

cos

j

= 0,8/

sin

j

= 0,6

cos

j

= 0,5/

sin

j

= 0,866

0,01 I

н1

≤ I

1

<

0,02 I

н1

0,02 I

н1

≤ I

1

<

0,05 I

н1

0,05 I

н1

≤ I

1

<

0,1 I

н1

0,1 I

н1

≤ I

1

<

0,2 I

н1

0,2 I

н1

≤ I

1

<

I

н1

1-4, 11-14

I

н1

≤ I

1

≤ 1,2 I

н1

0,01 I

н1

≤ I

1

<

0,02 I

н1

0,02 I

н1

≤ I

1

<

0,05 I

н1

0,05 I

н1

≤ I

1

<

0,1 I

н1

0,1 I

н1

≤ I

1

<

0,2 I

н1

0,2 I

н1

≤ I

1

<

I

н1

5, 6, 15, 16

I

н1

≤ I

1

≤ 1,2 I

н1

0,01 I

н1

≤ I

1

<

0,02 I

н1

0,02 I

н1

≤ I

1

<

0,05 I

н1

0,05 I

н1

≤ I

1

<

0,1 I

н1

0,1 I

н1

≤ I

1

<

0,2 I

н1

0,2 I

н1

≤ I

1

<

I

н1

7-10, 17-20

I

н1

≤ I

1

≤ 1,2 I

н1

Доверительные границы относительной погрешности

результата измерений активной и реактивной

электрической энергии при доверительной

вероятности Р=0,95:

Относительная

погрешность ИК в

рабочих условиях, (±

d

), %

№№ ИКДиапазон тока

п

О

о

с

г

н

р

о

е

в

ш

н

а

о

я

с

о

т

ь

но

И

с

К

и

,

т

(

е

±

л

d

ь

)

н

,

а

%

я

1

2

3 4 5 6

1,8 - - -

- - - -

1,6 2,2 2,5 4,8

- 5,1 4,1 2,5

1,1 1,4 1,6 3,0

- 3,1 2,5 1,6

1,0 1,3 1,5 2,7

- 2,8 2,2 1,4

0,9 1,1 1,2 2,2

- 2,2 1,8 1,2

0,9 1,1 1,2 2,2

- 2,2 1,8 1,2

1,0 - - -

- - - -

0,9 1,1 1,1 1,8

- 2,4 2,1 1,5

0,6 0,7 0,8 1,3

- 1,5 1,3 1,0

0,5 0,6 0,7 1,1

- 1,3 1,1 0,9

0,5 0,6 0,6 0,9

- 1,1 0,9 0,7

0,5 0,6 0,6 0,9

- 1,0 0,9 0,7

2,1 - - -

- - - -

1,9 2,4 2,7 4,9

- 5,9 4,9 3,2

1,2 1,5 1,7 3,1

- 3,5 3,0 2,1

1,1 1,4 1,6 2,7

- 3,0 2,5 1,8

1,0 1,2 1,3 2,3

- 2,5 2,1 1,5

1,0 1,2 1,3 2,3

- 2,4 2,1 1,5

78910

2,0-- -

- - - -

1,9 2,5 2,8 5,0

- 7,4 6,3 4,6

1,4 1,8 2,0 3,3

- 4,4 3,8 3,0

1,3 1,7 1,8 3,1

- 3,6 3,2 2,5

1,2 1,5 1,7 2,7

- 3,0 2,7 2,2

1,2 1,5 1,7 2,7

- 2,9 2,6 2,2

1,3 - - -

- - - -

1,3 1,5 1,6 2,4

- 6,0 5,2 4,1

1,1 1,3 1,4 2,0

- 3,5 3,2 2,7

1,0 1,2 1,3 1,9

- 2,7 2,5 2,2

1,0 1,2 1,3 1,8

- 2,3 2,2 2,0

1,0 1,2 1,3 1,8

- 2,1 2,0 2,0

3,1 - - -

- - - -

3,0 3,6 4,0 6,1

- 12,4 10,8 8,3

2,6 3,1 3,4 4,8

- 7,2 6,5 5,4

2,6 3,0 3,3 4,6

- 5,7 5,2 4,5

2,6 3,0 3,2 4,3

- 4,7 4,5 4,0

2,6 3,0 3,2 4,3

- 4,4 4,2 3,9

Лист № 10

Всего листов 15

Продолжение таблицы 2.2

0,05 I

н1

≤ I

1

<

0,1 I

н1

I

н1

≤ I

1

≤ 1,2 I

н1

0,01 I

б

≤ I

<

0,02 I

б

0,02 I

б

≤ I

<

0,05 I

б

0,2 I

б

≤ I

<

I

б

I

б

≤ I ≤ I

макс

12

0,1 I

н1

≤ I

1

<

0,2 I

н1

21

0,2 I

н1

≤ I

1

<

I

н1

0,05 I

б

≤ I

<

0,1 I

б

22

0,1 I

б

≤ I

<

0,2 I

б

3 4 5

1,8 2,5 2,9

- 5,7 4,7

1,6 2,2 2,5

- 4,8 3,9

1,2 1,5 1,7

- 3,2 2,6

1,0 1,2 1,3

- 2,4 2,1

1,1 - -

- - -

1,1 1,1 1,1

- 3,4 3,0

0,6 0,7 0,8

- 2,0 1,8

0,6 0,6 0,6

- 1,5 1,4

0,6 0,6 0,6

- 1,2 1,2

0,6 0,6 0,6

- 1,1 1,1

678910

5,5 3,0 3,7 4,1 6,6

2,9- 8,5 7,4 5,8

4,6 2,9 3,5 3,8 5,9

2,4- 6,8 6,0 4,8

3,0 2,6 3,1 3,3 4,7

1,8- 5,1 4,7 4,1

2,3 2,6 3,0 3,2 4,3

1,5- 4,4 4,2 3,9

- 2,6 - - -

- - - - -

1,12,62,93,13,8

2,4 - 11,4 10,18,0

1,12,42,83,03,8

1,6 -6,66,15,3

0,72,42,82,93,7

1,3 -5,04,74,3

0,72,42,82,93,7

1,1 -4,24,13,9

0,72,42,82,93,7

1,1 -3,83,83,8

Примечания:

1.ХарактеристикиотносительнойпогрешностиИКданыдляизмерения

электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

-

параметры сети: напряжение (0,99 ÷ 1,01) U

ном

; ток (0,01 ÷ 1,2) I

ном

, 0,5

инд.

≤ cosφ ≥

0,8

емк.

; частота - (50

±

0,15) Гц;

-

температура окружающей среды (23 ± 2) °С

-

магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более - 0,05 мТл.

4. Рабочие условия:

-

параметры сети, для ИК №№ 1-20: напряжение (0,9

¸

1,1) U

ном

; ток (0,01

¸

1,2) I

ном

;

0,5

инд.

≤ cosφ ≤ 1; частота - (50

±

0,4) Гц;

-

параметры сети, для ИК №№ 21: напряжение (0,9

¸

1,1) U

ном

; ток (0,05

¸

1,2) I

ном

;

0,5

инд.

≤ cosφ ≤ 1; частота - (50

±

0,4) Гц;

-

параметры сети, для ИК №№ 22: напряжение (0,9

¸

1,1) U

ном

; ток (0,01

¸

3,75) I

баз

;

0,5

инд

. ≤ cosφ ≤ 1; частота - (50

±

0,4) Гц;

-

допускаемая температура окружающей среды: для измерительных ТТ и ТН в

зависимости от вида климатического исполнения и категории по ГОСТ 15150-69;

для счетчиков ИК №№ 1-21 от - 40 до + 65 °С, ИК № 22 от - 40 до + 60 °С; для

УСПД от - 40 до + 85 °С; для сервера ИВК от + 15 до +30 °С;

-

магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более - 0,5 мТл.

Лист № 11

Всего листов 15

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;

·

электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т

0

= 120000 ч., среднее

время восстановления работоспособности не более t

в

= 168 ч.;

·

УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т

0

= 40000 ч., среднее время

восстановления работоспособности не более t

в

= 24 ч.;

·

ИВК - коэффициент готовности не менее К

Г

= 0,99 ч., среднее время восстановления

работоспособности не более t

в

= 1 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом, не менее:

К

Г_АИИС КУЭ

= 0,92 – коэффициент готовности;

Т

О_ИК (АИИС КУЭ)

= 2161 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;

·

Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

·

Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

·

журнал событий счетчика:

-

параметрирование;

-

пропадание напряжения;

-

коррекция времени в счетчике.

·

журнал событий УСПД:

-

параметрирование;

-

пропадание напряжения;

-

коррекция времени в контроллере УСПД.

·

журналы событий сервера:

-

даты начала регистрации измерений;

-

перерывы электропитания;

-

программные и аппаратные перезапуски;

-

установка и корректировка времени;

-

переход на летнее/зимнее время;

-

нарушение защиты сервера;

-

отсутствие/довосстановлениеданныхсуказаниемточкиизмеренийи

соответствующего интервала времени.

Лист № 12

Всего листов 15

Защищенность применяемых компонентов:

·

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-

электросчетчиков;

-

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-

испытательных коробок;

-

УСПД;

-

сервер БД;

·

защита информации на программном уровне:

-

результатов измерений при передаче информации (возможность использования

цифровой подписи);

-

установка пароля на счетчик;

-

установка пароля на УСПД;

-

установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

·

электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не

менее 35 сут.;

·

УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по

каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35

сут.;

·

сервер БД – хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений – не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС

определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая

документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС

представлена в таблице 3.

Лист № 13

Всего листов 15

Таблица 3 –

Комплектность АИИС КУЭ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС.

Количество

12 шт.

6 шт.

30 шт.

2 шт.

42 шт.

12 шт.

21 шт.

1 шт.

21 шт.

1 комплект

2 комплекта

Наименование

Измерительный трансформатор тока IGDT

Измерительный трансформатор тока

ТОЛ-35 III-IV-5

Измерительный трансформатор тока ТЛП-10

Измерительный трансформатор тока ТПОЛ-10

Измерительный трансформатор напряжения НАМИ-35

Измерительный трансформатор напряжения UGE

Измерительный комбинированный трансформатор

KOTEF

Счетчик электроэнергии многофункциональный типа Альфа А1800

Счетчик электроэнергии многофункциональный типа

A2

Коробка испытательная ЛИМГ

Разветвитель интерфейса RS-485 ПР-3

Шкаф связи в составе: сервер последовательных устройств NPort 5130 в

комплекте с блоком питания, HDSL-модем Prestige 792 H в комплекте с блоком

питания, модуль защиты линий RS-485 от перенапряжений – 2 шт.,

автоматический выключатель 2пол. 6А, розетка силовая – 2 шт., клеммник

силовой 220 B, клеммник информационный

Шкаф УСПД в составе: УСПД RTU325-E-256-M3-B4-Q-i2-G, коммутатор

10BASE-T/100BASE-TX 3C16793 в комплекте с блоком питания, модем ZyXEL

U-336E

plus

в комплекте с блоком питания, преобразователь интерфейса RS-

485/RS-232 ADAM-4520 в комплекте с блоком питания, GSM-модем Siemens

TS-35 в комплекте с блоком питания, HDSL-модем Prestige 792 H в комплекте с

блоком питания (опционально), источник бесперебойного питания POWERCOM

1000VA, модуль защиты линий RS-485 от перенапряжений – 8 шт., клеммник

силовой 220 B, клеммник информационный – 4 шт., блок розеток,

вентиляционная панель, нагреватель

Шкаф УССВ в составе: преобразователь интерфейсов RS-232/RS-485 ADAM-

4520, GPS-приемник GPS16-HVS, блок питания TMS 15124C или PWR-242,

автоматический выключатель ABB S201M B6, клеммник силовой 220 B,

клеммник силовой 24 B, клеммник информационный

АРМ персонала в составе: системный блок Compaq dc 7600 CMT PD-820, 160 Gb

SATA 7200 prm, DVD-RW/LAN; Windows XPprof(лицензия ОС), монитор 19”,

ИБП, принтер

АРМе персонала, оснащенный ОС Windows XP Pro, (ПО) «Альфа-Центр

однопользовательское» AC_PЕ_30»

Переносный компьютер, оснащенный ОС Windows XP Pro, ПО для переносного

инженерного пульта с функцией экспорта данных «Альфа Центр Laptop» AC_L,

ПО для работы со счетчиком Альфа A1800 «AlphaPlusW1.8» и счетчиками

Альфа А2 «AlphaPlusW(EP)», с оптическим преобразователем для работы со

счетчиками системы

2 комплекта

Паспорт-формуляр ДЯИМ.21168598.422231.299.ПФ

Руководство пользователя ДЯИМ.21168598.422231.299.И3

Инструкция по эксплуатации ДЯИМ.21168598.422231.299.ИЭ

Методика поверки

1 экземпляр

Лист № 14

Всего листов 15

Поверка

осуществляется по документу МП 48557-11 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ОАО

«ТГК-1» каскад Туломских ГЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП

«ВНИИМС» 12 сентября 2011 г.

Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:

-

ТТ – по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства

измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-

ТН – по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения

6/√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005

«Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки

на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88

«Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы

напряжения. Методика поверки»;

-

счетчики электрической энергии типа Альфа А1800 – в соответствии с

документом«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазные

многофункциональные Альфа A1800. Методика поверки МП-2203-0042-2006»,

утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-

счетчики электрической энергии типа Альфа А2 – в соответствии с документом

«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A2.

Методикаповерки»,утвержденнойГЦИСИФГУП«ВНИИМим.

Д.И.Менделеева» в мае 2004 г;

-

УСПД серии RTU-300 – в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-

программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300.

Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

-

ИВК «Альфа-Центр» - в соответствии с документом «Комплексы измерительно-

вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр». Методика

поверки ДЯИМ.466453.007 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в

2010 г.;

-

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS);

-

переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со

счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-

термогигрометр «CENTER» (мод.314): диапазон измерений температуры от - 20

до + 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений изложена в следующих документах:

1. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета

электроэнергии ГЭС-12 Каскада Туломских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» (АИИС

КУЭ ГЭС-12 филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1»). Том 1 Технический проект 21168598.42

2231.0299;

2. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета

электроэнергии ГЭС-13 Каскада Туломских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» (АИИС

КУЭ ГЭС-13 филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1»). Том 1 Технический проект 21168598.42

2231.0300.

Лист № 15

Всего листов 15

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС

1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения».

2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

3.ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.

Общие технические условия».

4. ГОСТ 1983-2001«Трансформаторынапряжения.Общиетехнические

условия».

5.ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения

электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22.

Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

7.ГОСТ26035-83«Счетчикиэлектрическойэнергиипеременноготока

электронные. Общие технические условия».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель:

Общество с ограниченной ответственностью «Эльстер Метроника»

Юридический адрес:

РФ, 111141, г. Москва,

1-й проезд Перова Поля, д. 9, стр. 3.

тел.: (495) 730-02-85,

тел./факс: (495) 730-02-83,

e-mail:

metronica@ru.elster.com

.

Испытательный центр:

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы»

(ФГУП «ВНИИМС»)

Юридический адрес:

119361, г. Москва

ул. Озерная, д. 46

тел./факс: 8 (495) 437-55-77

Аттестат аккредитации государственного центра испытаний № 30004-08 от 27.06.2008 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии___________________ Е.Р. Петросян

М.П.«____» _____________ 2011 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru