Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутской ТЭЦ-9 ПАО "Иркутскэнерго" Нет данных, ГРСИ 70211-18
Номер госреестра:
70211-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутской ТЭЦ-9 ПАО "Иркутскэнерго"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Ирмет", г.Иркутск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 68869
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутской ТЭЦ-9 ПАО «Иркутскэнерго»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутской ТЭЦ-9 ПАО «Иркутскэнерго» (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и
передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного
регламента.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ, построенная на основе измерительно-вычислительного комплекса
«АльфаЦЕНТР» (зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений (ФИФ) под регистрационным номером 44595-10), представляет собой
многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие
трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2015, измерительные трансформаторы напряжения
(ТН) по ГОСТ 1983-2015, счётчики активной и реактивной электрической энергии по
ГОСТ 31819.22-2012 (либо ГОСТ 30206-94) в режиме измерений активной электрической
энергии, по ГОСТ 31819.23-2012 (либо ГОСТ 26035-83) в режиме измерений реактивной
электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных.
второйуровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки
(ИВКЭ), включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-300 и
каналообразующую аппаратуру.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий
сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным обеспечением «АльфаЦЕНТР»
АС_SЕ-5000, расположенный в центре сбора информации (ЦСИ) ПАО «Иркутскэнерго»,
систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии
на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие
места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации
локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы
(ИК) АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. 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. Средние значения активной
(реактивной) электрической мощности вычисляются как средние значения мгновенных
значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Лист № 2
Всего листов 13
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485
поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в
частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора
и БД. Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в
кабеле интерфейса RS-422/485. Сопряжение УСПД с ИВК осуществляется посредством
выделенной линии связи, образуя основной канал передачи данных. Резервный канал связи
образован посредством коммутируемого соединения (GSM модем по CSD).
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется формирование и хранение поступающей
информации, оформление отчетных документов. По запросу измерительная информация
поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и
выполняется оформление справочных и отчетных документов.
Передача результатов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам
оптового рынка осуществляется по электронной почте в виде ХML-файлов подписанных
электронной цифровой подписью в соответствии с требованиями приложения № 11.1.1 к
Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов
оптового рынка электрической энергии и мощности. Результаты измерений электроэнергии
передаются в целых кВт
×
ч (кВар
×
ч) и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет
задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени
UTC с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS устройством синхронизации системного
времени (УССВ) на базе УССВ-2 (Рег. № 54074-13), имеющего погрешность синхронизации со
шкалой координированного времени не более ±1 мкс. ИВК каждый час сличает и синхрониизи-
рует свою шкалу времени со шкалой УССВ, время задержки сигнала составляет менее 150 мс.
Корректировка внутренних часов УСПД осуществляется от ИВК, коррекция происходит в
случае расхождения часов более 1 с при сличении каждые 30 мин. Внутренние часы счетчиков
электрической энергии сличаются и, при необходимости, синхронизируются с часами
соответствующего УСПД не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно
со стороны УСПД при расхождении более 1 с и реализуется программным модулем заводского
ПО в счетчике.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с/сут.
Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции
часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах
событий.
Программное обеспечение
Все функции АИИС КУЭ по обработке измерительных и служебных данных
реализуются программно. Программное обеспечение (ПО) имеет модульную структуру,
котораяобеспечиваетпостроениеотказоустойчивого,масштабируемогопрограммно-
технического комплекса. В состав ПО АИИС КУЭ входит: специализированное встроенное ПО
счетчиков электроэнергии, УСПД и ПО сервера сбора и БД АИИС КУЭ. Программные средства
сервера сбора и БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную
систему ОС не ниже «Microsoft Windows 2000», прикладное ПО (СУБД «Oracle 9i» - система
управления базами данных) и специализированное ПО «АльфаЦЕНТР». Программные средства
на АРМ содержат: ОС не ниже «Microsoft Windows XP Professional», программный пакет «MS
Office» - набор офисных приложений служит для просмотра отчетных форм.
ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям ГОСТ 8.654-2009,
свидетельство об аттестации от 31 мая 2012 г. № АПО-001-12 выдано ФГУП «ВНИИМС».
Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО АИИС КУЭ
приведены в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 13
MD5
Значение
«АльфаЦЕНТР»
не ниже 15.07.01
3е736в7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого
кода
Наименование программного модуля ПО
ac_metrology.dll
Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его
действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений. ПО и конструкция
счетчиков, УСПД и сервера сбора и БД после конфигурирования и настройки обеспечивают
защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически
значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность
несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО
и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных
преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных.
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных
от преднамеренных изменений являются:
- средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация
метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для
метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);
- средства управления доступом (пароли);
- средства защиты на физическом уровне (пломбирование и аппаратные ключи).
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -
«высокий» (в соответствии с Р 50.2.077-2014).
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК, получаемой за
счет математической обработки измерительной информации, составляют ±1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения.
Границы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов
организации измерительных каналов ИВК и определяются классами точности применяемых
счетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические и технические характеристики
Перечень и характеристики средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ,
с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования объекта учета, типов
и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.
Лист № 4
Всего листов 13
Измерительные компоненты
Наименование
измеряемой
величины
ИВК
АИИС КУЭ
УССВ
УССВ-2
Рег. № 54074-13
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Таблица 2 - Перечень и характеристики средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ
Наименование
Но-объекта учета,
мердиспетчерское
ИКнаименование
присоединения
класс точности,
номер в ФИФ
12
Вид СИ,
Обозначение, тип,
коэф
ф
иц
и
ент
регистрационный
передачи
34
1 -Иркутская
35 ТЭЦ-9
5
Прием, передача сигналов
даты и времени; установ-
ка, коррекция их значений
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Иркутская
1ТЭЦ-9
ТГ-1
Иркутская
2ТЭЦ-9
ТГ-2
Иркутская
3ТЭЦ-9
ТГ-3
Иркутская
4ТЭЦ-9
ТГ-4
Иркутская
5ТЭЦ-9
ТГ-5
RTU-325-E1-512-M3-
УСПДB4-G
Рег. № 19495-03
ТТ: КТ 0,2SТШЛ-СВЭЛ-20-3
Ктт =8000/5 Рег. № 48852-12
ТН: КТ 0,5 ЗНОМ-15-63
Ктн=6000/100 Рег. № 1593-70
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)A1R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,2SТШЛ-СВЭЛ-20-3
Ктт =8000/5 Рег. № 48852-12
ТН: КТ 0,5 ЗНОМ-15-63
Ктн=6000/100Рег. № 1593-70
Счетчик АЛЬФА
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)A1R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,2SТШЛ-СВЭЛ-20-3
Ктт =8000/5 Рег. № 48852-12
ТН: КТ 0,5 ЗНОМ-15-63
Ктн=6000/100Рег. № 1593-70
Счетчик АЛЬФА
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)A1R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТШВ-15
Ктт =8000/5 Рег. № 1836-63
ТН: КТ 0,5 ЗНОМ-15-63
Ктн=6000/100 Рег. №1593-70
Счетчик АЛЬФА
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)A1R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТШВ-15
Ктт =8000/5 Рег. № 1836-63
ТН: КТ 0,5 ЗНОМ-15-63
Ктн=6000/100Рег. № 1593-70
Счетчик АЛЬФА
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)A1R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
Лист № 5
Всего листов 13
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
5
10
12
Продолжение таблицы 2
1234
ТТ: КТ 0,5 ТШВ-15
Ктт =8000/5Рег. № 1836-63
ИркутскаяТН: КТ 0,5 ЗНОМ-15-63
6ТЭЦ-9Ктн=6000/100Рег. № 1593-70
ТГ-6
Счетчик АЛЬФА
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)A1R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,2ТШЛ-20
Ктт =8000/5 Рег. № 36053-07
ИркутскаяТН: КТ 0,5ЗНОМ-15-63
7ТЭЦ-9 Ктн=10000/100 Рег. № 1593-70
ТГ-7
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)A1R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТШЛ-20
Ктт =8000/5 Рег. № 36053-07
ИркутскаяТН: КТ 0,5ЗНОМ-15-63
8ТЭЦ-9 Ктн=10000/100 Рег. №1593-70
ТГ-8
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)A1R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,2SТФМ-110
ИркутскаяКтт =1000/5 Рег. № 16023-97
ТЭЦ-9ТН: КТ 0,5НКФ-110-57
9ВЛ-110 кВ Ктн=110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-58
ТЭЦ-9 -
СчетчикАЛЬФА
МИРНАЯ
КТ 0,5S (А)/1,0 (R) A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,2S ТФМ-110
ИркутскаяКтт =1000/5Рег. № 16023-97
ТЭЦ-9 ТН из ИК № 9
ВЛ-110 кВ
Счетч
и
кАЛЬФА
ТЭЦ-9 - ТЭЦ-1
КТ 0,5S (А)/1,0 (R) A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,2S ТФЗМ-110Б
ИркутскаяКтт =1000/5Рег. № 2793-71
ТЭЦ-9 ТН: КТ 0,2 НАМИ-110 УХЛ1
11ВЛ-110 кВКтн=110000/√3/100/√3Рег. № 24218-08
ТЭЦ-9 -
Счетчик АЛЬФА
АНГАРСКАЯ
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,2SТФЗМ-110Б
ИркутскаяКтт =1000/5 Рег. № 2793-71
ТЭЦ-9ТН из ИК № 11
ВЛ-110кВ
Счетч
и
кАЛЬФА
ТЭЦ-9 - ГПП-2
КТ 0,5S (А)/1,0 (R) A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1Рег. № 14555-02
Лист № 6
Всего листов 13
13
Иркутская
ТЭЦ-9
ВЛ-110 кВ
ТЭЦ-9 - УП-8
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
14
Иркутская
ТЭЦ-9
ВЛ-110 кВ
ТЭЦ-9 - УП-11
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
15
Иркутская
ТЭЦ-9
ВЛ-110 кВ
ТЭЦ-9 - УП-12
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
16
Иркутская
ТЭЦ-9
ВЛ-110 кВ
ТЭЦ-9 - УП-10
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
19
Иркутская
ТЭЦ-9
ВЛ-110 кВ
ТЭЦ-9 - ЦРП-2
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Продолжение таблицы 2
12
5
Иркутская
ТЭЦ-9
17ВЛ-110кВ
ТЭЦ-9 -
ТЭЦ-10
Иркутская
ТЭЦ-9
18ВЛ-110кВ
ТЭЦ-9 -
ВОДОЗАБОР-1
Иркутская
ТЭЦ-9
20ВЛ-110 кВ
ТЭЦ-9 -
ЦРП-2Б
34
ТТ: КТ 0,5ТВУ-110-II
Ктт =1000/5 Рег. № 3182-72
ТН из ИК № 9
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТФНД-110М
Ктт =1000/5 Рег. № 2793-71
ТН из ИК № 11
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВУ-110-II
Ктт =1000/5 Рег. № 3182-72
ТН из ИК № 9
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВУ-110-II
Ктт =1000/5 Рег. № 3182-72
ТН из ИК № 9
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,2SТФЗМ-110Б
Ктт =1000/5 Рег. № 2793-71
ТН из ИК № 11
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,2SТФЗМ-110Б
Ктт =1000/5 Рег. № 2793-71
ТН из ИК № 11
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВУ-110-II
Ктт =1000/5 Рег. № 3182-72
ТН из ИК № 9
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВУ-110-II
Ктт =1000/5 Рег. № 3182-72
ТН из ИК № 9
СчетчикTrial
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
Лист № 7
Всего листов 13
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
25
Иркутская
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
АЭМЗ-А
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
26
Иркутская
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
АЭМЗ-Б
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
27
Иркутская
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
БЦРП-9
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
28
Иркутская
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
АЦРП-1
Энергия (мощность)
активная, реактивная;
календарное время
Продолжение таблицы 2
12
5
Иркутская
21ТЭЦ-9
ОВ-I 110 кВ
Иркутская
22ТЭЦ-9
ОВ-II 110 кВ
Иркутская
23ТЭЦ-9
ШСВ А-Т
Иркутская
24ТЭЦ-9
ШСВ Б-Т
34
ТТ: КТ 0,2SТФЗМ-110Б
Ктт =2000/5 Рег. № 2793-71
ТН из ИК № 11
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТФНД-110М
Ктт =2000/5 Рег. № 2793-71
ТН из ИК № 9
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВДМ-35
Ктт =600/5 Рег. № 3642-73
ТН: КТ 0,5ЗНОМ-35
Ктн=35000√3/100√3 Рег. № 912-54
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВДМ-35
Ктт =600/5 Рег. № 3642-73
ТН: КТ 0,5ЗНОМ-35
Ктн=35000√3/100√3 Рег. № 912-54
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВ-35/25
Ктт =200/5 Рег. № 4462-74
ТН из ИК № 23
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВ-35/25
Ктт =200/5 Рег. № 4462-74
ТН из ИК № 24
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВДМ-35
Ктт =600/5 Рег. № 3642-73
ТН из ИК № 24
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВДМ-35
Ктт =600/5 Рег. № 3642-73
ТН из ИК № 23
СчетчикАЛЬФА
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
Лист № 8
Всего листов 13
ТН из ИК № 23
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
СчетчикАЛЬФА
ТН из ИК № 23
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
СчетчикАЛЬФА
ТН из ИК № 23
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
СчетчикАЛЬФА
ТН из ИК № 24
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
Счетчик
АЛЬФА
ТН из ИК № 23
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
Счетчик
АЛЬФА
ТН из ИК № 24
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
СчетчикАЛЬФА
ТН из ИК № 24
ТЭЦ-9
КЛ-35 кВ
СчетчикАЛЬФА
Продолжение таблицы 2
12345
ТТ: КТ 0,5 ТВДМ-35
ИркутскаяКтт =600/5Рег. № 3642-73
Энергия (мощность)
29 активная, реактивная;
АЦРП-4
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
календарное время
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВДМ-35
ИркутскаяКтт =600/5Рег. № 3642-73
Энергия (мощность)
30 активная, реактивная;
АЦРП-5
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
календарное время
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВДМ-35
ИркутскаяКтт =600/5Рег. № 3642-73
Энергия (мощность)
31 активная, реактивная;
АЦРП-6
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
календарное время
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВДМ-35
ИркутскаяКтт =600/5Рег. № 3642-73
Энергия (мощность)
32 активная, реактивная;
БЦРП-7
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
календарное время
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВДМ-35
ИркутскаяКтт =600/5Рег. № 3642-73
Энергия (мощность)
33 активная, реактивная;
АЦРП
-
8
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
календарное время
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВДМ-35
ИркутскаяКтт =600/5Рег. № 3642-73
Энергия (мощность)
34 активная, реактивная;
БЦРП-3А
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
календарное время
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
ТТ: КТ 0,5ТВДМ-35
ИркутскаяКтт =600/5Рег. № 3642-73
Энергия (мощность)
35 активная, реактивная;
БЦРП-3Б
КТ 0,5S (А)/1,0 (R)A2R-4-АL-C29-T+
календарное время
К
СЧ
=1 Рег. № 14555-02
Примечания:
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных
в таблице 2.
2 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке.
Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 9
Всего листов 13
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчики АЛЬФА (параметры надежности: время наработки на отказ То
не менее 50000 ч; время восстановления tв не более 2 ч);
-УСПД RTU-325 (параметры надежности: То не менее 40000 ч; tв не более 24 ч);
- сервер сбора и БД, коммутатор (параметры надежности: коэффициент готовности К
Г
не менее 0,99; tв не более 1 ч);
- устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (параметры надежности:
К
Г
не менее 0,95; tв не более 168 ч).
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания (ИБП),
а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к
ИВКЭ (резервный канал связи - резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование
каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - коммутируемое соединение GSM);
резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и
средств контроля зависания и с помощью резервирования сервера;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность
съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на
счетчике);
- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.
Защищённостьприменяемыхкомпонентов:пломбированиеэлектросчётчиков,
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательных коробок счетчиков
и УСПД.
Глубина хранения информации (профиля нагрузки):
- электросчетчики АЛЬФА имеют энергонезависимую память для хранения профиля
нагрузки с получасовым интервалом (по 4-м каналам) на глубину 70 суток, данных по активной
и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом на начало расчетного периода, а также
запрограммированных параметров (функция автоматизирована);
- УСПД RTU-325 - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 суток, сохранение
информации при отключении питания - не менее 10 лет (функция автоматизирована);
- сервер сбора и БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Лист № 10
Всего листов 13
0,8/0,6
1 - 3
0,8/0,6
9, 10
7
14
4 - 8
0,8/0,6
ИК
Знач
cos
j
19, 20
Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении
электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
Активная электроэнергия и мощность
Номер
Класс
±
d
2%P
, [ %]±
d
5%P
, [ %]±
d
20%P
, [ %]
±
d
100%P
, [
%]
точности
для диапазонадля диапазонадля диапазона
для диапазон
а
ТТТН Сч.
W
P2%
£
W
Pизм
<W
P5%
W
P5%
£
W
Pизм
<W
P20%
W
P20%
£
W
Pизм
< W
P100%
W
P100%
£
W
Pизм
£
W
P120%
11,31,00,90,9
1 - 30,2S 0,5 0,2S 0,81,61,21,11,1
0,52,41,81,61,6
11, 1211,81,41,31,3
17, 18 0,2S 0,2 0,5S 0,82,01,51,41,4
21
0,5 2,6 2,0 1,7 1,7
1 1,9 1,5 1,4 1,4
9, 10 0,2S 0,5 0,5S 0,8 2,1 1,6 1,5 1,5
0,5 2,8 2,3 2,0 2,0
1 не нормируют1,21,00,9
70,2 0,5 0,2S 0,8 не нормируют1,61,21,1
0,5 не нормируют 2,4 1,7 1,6
1 не нормируют 2,1 1,6 1,4
14 0,5 0,2 0,5S 0,8 не нормируют 3,1 1,9 1,7
0,5 не нормируют 5,5 3,0 2,3
1 не нормируют1,91,21,0
4 - 80,5 0,5 0,2S 0,8 не нормируют2,91,71,4
0,5 не нормируют5,53,02,3
13,1 не нормируют2,21,61,5
15, 16
0,5 0,5 0,5S 0,8 не нормируют3,12,11,8
ИК
cos
j
/
22-350,5 не нормируют5,63,22,6
Реактивная электроэнергия и мощность
НомерКлассЗнач.
±
d
2%Q
, [ %]±
d
5%Q
, [ %]±
d
20%Q
, [ %]±
d
100%Q
, [ %]
точности
для диапазона для диапазонадля диапазонадля диапазона
ТТ ТН Сч.
sin
j
W
Q2%
£
W
Qизм
<W
Q5%
W
Q5%
≤W
Qизм
<W
Q20%
W
Q20%
≤W
Qизм
<
W
Q100%
W
Q100%
≤W
Qизм
£
W
Q120%
2,21,81,71,7
0,2S
0,5
0,5
0,5/0,87
1,81,61,61,6
4,43,53,33,3
11, 12
17, 18
21
0,2S
0,2
1
0,5/0,87
3,53,23,13,1
0,2S
0,5
1
0,2
0,5
0,5
0,5
0,2
1
0,5
0,5
0,5
0,8/0,6
0,5/0,87
0,8/0,6
0,5/0,87
0,8/0,6
0,5/0,87
0,8/0,6
0,5/0,87
4,5 3,6 3,4 3,4
3,5 3,3 3,2 3,2
не нормируют2,41,91,8
не нормируют2,11,61,6
не нормируют5,33,83,5
не нормируют4,13,33,2
не нормируют4,62,72,2
не нормируют2,92,01,8
не нормируют5,33,93,6
13,
15, 16
19, 20
22-35
0,5
0,5
1
0,5/0,87
не нормируют4,13,43,2
Лист № 11
Всего листов 13
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений
электроэнергии и средней мощности.
2 Нормальные условия:
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов по
ГОСТ 7746-2015 и ГОСТ 1983-2015, для счетчиков, УСПД, ИВК и УССВ-2 (20±2) °С;
- диапазон напряжения (0,98-1,02)Uном; частота (50±0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,05 мТл.
3 Рабочие условия:
- допускаемая температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов
от минус 60 до плюс 55 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С, для УСПД от 0 до плюс 70 °С,
для ИВК (20±10) °С, для УССВ-2 от минус 10 до плюс 55 °С;
- диапазон напряжения (0,9-1,1)Uном; частота (50±0,4) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл.
4 Погрешность в рабочих условиях указана для колебаний температуры окружающего воздуха
в месте расположения счетчиков электроэнергии в процессе выполнения измерений (20±5) °С.
5 В таблице 3 приняты следующие обозначения:
W
Р2%
(W
Q2%
) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);
W
Р5%
(W
Q5%
) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;
W
Р20 %
(W
Q20%
) - значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;
W
Р100%
(W
Q100%
) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);
W
Р120%
(W
Q120%
) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4:
Обозначение
Измерительные
трансформаторы тока
Измерительные
трансформаторы напряжения
УССВ-2
1
Системное (базовое) ПО
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
компонента
1
2
ТВУ-110-II
ТФЗМ-110Б
ТФНД-110М
ТФМ-110
ТВ-35/25
ТВДМ-35
ТШЛ-20
ТШЛ-СВЭЛ-20-3
ТШВ-15
НАМИ-110
НКФ-110-57
ЗНОМ-35
ЗНОМ-15-63
АЛЬФА A1R-4-АL-C29-T+
АЛЬФА A2R-4-АL-C29-T+
RTU-325-E1-512-M3-B4-G
Количе-
ство, шт.
3
15
15
6
6
4
22
6
9
9
6
6
6
24
8
27
1
Счетчики электрической энергии
трехфазные многофункциональные
Устройство сбора и передачи данных
Устройство синхронизации
системного времени (УССВ)
Сервер сбора и баз данных (БД)
-
ОС «Microsoft Windows 2000»
ОС «Windows XP Professional»
1
1
1
Лист № 12
Всего листов 13
Специализированное ПО
Продолжение таблицы 4
1
Прикладное ПО
23
СУБД «Oracle 9i»; «Microsoft Office»1
ПО «АльфаЦЕНТР»,1
модуль AC_LaрTop - для ноутбука1
ПО RTU-325 SWV1.00, EMFPLUS1
«ALPHAPLUS_AЕ»35
Специализированное встроенное ПО УСПД
Специализированное встроенное ПО
счетчиков электроэнергии
Методика поверки АИИС КУЭ
Паспорт-формуляр АИИС КУЭ
МП ИРМ-004-2007 1 экз.
ИРМТ.411711.293.17.ПФ 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП ИРМ-004-2017 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутской ТЭЦ-9
ПАО «Иркутскэнерго». Методика поверки», утвержденному АО «ИРМЕТ» 11 октября 2017 г.
Основные средства поверки:
- измерительных трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- измерительных трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- счетчиков электрической энергии в соответствии с документом: «Счетчики электрической
энергии трехфазные многофункциональные типа АЛЬФА. Методика поверки», утвержденным
ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1999 г ;
-устройствсинхронизациивремениУССВ-2всоответствиисдокументом:
МП-РТ-1906-2013 (ДИЯМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени
УССВ-2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
- комплексов аппаратно-программных средств на основе УСПД серии RTU-300
в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-программных средств для учета
электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки» ДИЯМ 466453.005 МП,
утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
- ntp-серверы, работающие от сигналов рабочих шкал Государственного первичного
эталона времени и частоты;
- устройство синхронизации времени УСВ-3, Рег. № 51644-12, погрешность синхронизации
относительно шкал времени UTC, UTC(SU): ±100 мкс;
- переносной инженерный пульт - ноутбук с программными пакетами «АльфаЦЕНТР»
модуль AC_LaрTop, «ALPHAPLUS_AЕ» для конфигурации и опроса счетчиков и с ПО
для работы с устройством синхронизации времени «УСВ-3», оптический преобразователь
для работы со счетчиками системы;
- метеометр МЭС-200А для контроля условий окружающей среды при поверке;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества
электриче-скойэнергииЭнергомонитор-3.3Т1специальныйплюс3000(склещами
токоизмерительными 10 А; 300/3000А и с трехфазным блоком трансформаторов тока (БТТ);
- измеритель показателей качества электрической энергии Ресурс-UF2М.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии
(мощности) с использованием АИИС КУЭ ТЭЦ-9 ОАО «Иркутскэнерго», аттестованном
Восточно-Сибирским филиалом (ВСФ) ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2014 г. Свидетельство
об аттестации методики (методов) измерений № 9-01.00294-2014 от 17.10.2014 г.
Лист № 13
Всего листов 13
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
Иркутской ТЭЦ-9 ПАО «Иркутскэнерго»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Изготовитель
Акционерное общество «ИРМЕТ» (АО «ИРМЕТ»)
ИНН 3811053048
Адрес: 664050, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, корп. 26А
Телефон (факс): +7 (3952) 225-303
Web-сайт:
Е-mail:
Испытательный центр
Акционерное общество «ИРМЕТ» (АО «ИРМЕТ»)
Адрес: 664050, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, корп. 26А
Телефон (факс): +7 (3952) 225-303
Web-сайт:
Е-mail:
Аттестат аккредитации АО «ИРМЕТ» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.312192 от 26.04.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 67978-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Ленинская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 52843-13 | Система измерительная РСУ и ПАЗ установки получения бензинов кислотным алкилированием производства каталитического крекинга ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" ИС УПБКА | Нет данных | ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез", г.Кстово | 2 года | Перейти |
| 47612-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по объекту в/ч 52096 | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 52000-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Нелым" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 23089-02 | Счетчики электрической энергии переменного тока статические | Гран-Электро СС-301 | НПООО "Гран Система-С", Беларусь, г.Минск | 6 лет | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений