63623-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Приморская ГРЭС" филиала "ЛуТЭК" АО "ДГК" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Приморская ГРЭС" филиала "ЛуТЭК" АО "ДГК"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 63623-16
Производитель / заявитель: ООО "Телекор-Энергетика", г.Москва
Скачать
63623-16: Описание типа СИ Скачать 175.1 КБ
63623-16: Методика поверки Скачать 1.3 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Приморская ГРЭС" филиала "ЛуТЭК" АО "ДГК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Приморская ГРЭС» филиала «ЛуТЭК» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 63623-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Приморская ГРЭС" филиала "ЛуТЭК" АО "ДГК"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 0247-16
Производитель / Заявитель

ООО "Телекор-Энергетика", г.Москва

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

63623-16: Описание типа СИ Скачать 175.1 КБ
63623-16: Методика поверки Скачать 1.3 MБ

Описание типа

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Приморская ГРЭС» филиала «ЛуТЭК» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД ARIS MT200), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и коммутационное оборудование.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

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

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по запросу ИВК.

В ИВК Приморской ГРЭС выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), созданной на основе УСПД ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2, в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС).

Приемник сигналов точного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию времени УСПД с ежесекундным сличением. Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования времени более чем на ± 2 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков.

Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется при каждом обращении сервера к УСПД. Корректировка времени сервера выполняется при условии расхождения времени сервера и УСПД ± 1 с.

Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется при каждом обращении УСПД к счетчику. Корректировка времени счетчиков осуществляется раз в сутки, при условии расхождения времени счетчика и УСПД ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера 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

На уровне ИВКЭ используется ПО «ARIS MT200», идентификационные данные метрологически значимой части указаны в таблице 1.1

На уровене ИВК используется ПО «Энергосфера», идентификационные данные метрологически значимой части указаны в таблице 1. 2

ПО «Энергосфера» включает следующие программные модули:

- программа «Сервер опроса»;

- программа «Консоль администратора»;

- программа «Редактор расчетных схем»;

- программа «АРМ «Энергосфера»»;

- программа «Алармер»;

- программа «Ручной ввод данных»;

- программа «Центр экспорта/импорта»;

- программа «Электроколлектор»;

- программа «Тоннелепрокладчик».

С помощью ПО «Энергосфера» решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения, отображения измерительной информации и передачи данных субъектам ОРЭ. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Таблица 1.1

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ARIS MT200

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.8.14

Цифровой идентификатор ПО

a71669bcc6c4807e64a604d1fd8170d0

Другие идентификационные данные, если имеются

libecom.so

Таблица 1.2

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

Энергосфера

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 7.1

Цифровой идентификатор ПО

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Другие идентификационные данные, если имеются

pso_metr.dll

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта учета,

Состав ИК АИИС КУЭ

Ктт •Ктн •Ксч

Вид энергии

Метрологические характеристики

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

УСПД

Границы основной погрешности, ИК, (±6) %

Границы погрешности ИК в рабочих условиях, (±6) %

Gos ф = 0,87 sin ф = 0,5

dos ф = 0,5 sin ф = 0,87

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Приморская ГРЭС.

Турбогенератор ТГ-1

ТТ

Kt=0,2S Ктт=8000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

223

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2, зав. № 09150169, ГРСИ № 53992-13

160000

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

ТШЛ-20-1 УХЛ2

232

C

ТШЛ-20-1 УХЛ2

267

ТН

Кт=0,5 Ктн=10000:^3/100:^3

№ 1593-70

А

ЗНОМ-15-63 У2

32201

B

ЗНОМ-15-63 У2

32188

C

ЗНОМ-15-63 У2

31687

Счетчик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0806150863

2

Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-2

ТТ

Kt=0,2S; 0,5 Ктт=8000/5 № 21255-08; 36053-07

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

227

160000

активная реактивная

1,1

2,3

5,5

2,8

B

ТШЛ-20Б

3538

C

ТШЛ-20-1 УХЛ2

222

ТН

Кт=0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 № 35956-07

А

ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2

01026

B

ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2

01080

C

ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2

01114

Счетчик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0806150770

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-3

ТТ

Kt=0,2S Ктт=8000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

260

160000

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

ТШЛ-20-1 УХЛ2

226

C

ТШЛ-20-1 УХЛ2

231

ТН

Кт=0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 № 35956-07

А

ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2

01021

B

ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2

01018

C

ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2

01079

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0808151681

4

Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-4

ТТ

Кт=0,28 Ктт=8000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

266

160000

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

ТШЛ-20-1 УХЛ2

225

C

ТШЛ-20-1 УХЛ2

224

ТН

Кт=0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 № 35956-07

А

ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2

01054

B

ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2

01034

C

ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2

01078

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0808151692

5

Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-5

ТТ

Кт=0,28 Ктт=10000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

238

315000

активная реактивная

0,5

1,1

1,4

1,6

B

ТШЛ-20-1 УХЛ2

247

C

ТШЛ-20-1 УХЛ2

213

ТН

Кт=0,2 Ктн=15750:^3/100:^3

№ 3344-08

А

ЗНОЛ.06-15У3

6731

B

ЗНОЛ.06-15У3

6814

C

ЗНОЛ.06-15У3

6816

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0808151529

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

6

Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-6

ТТ

Kt=0,2S Ктт=10000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

234

315000

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

ТШЛ-20-1 УХЛ2

212

C

ТШЛ-20-1 УХЛ2

208

ТН

Кт=0,5 Ктн=15750:^3/100:^3

№ 1593-70

А

ЗНОМ-15-63 У2

7

B

ЗНОМ-15-63 У2

45

C

ЗНОМ-15-63 У2

34696

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0808151571

7

Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-7

ТТ

Кт=0,28 Ктт=10000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

244

315000

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

ТШЛ-20-1 УХЛ2

241

C

ТШЛ-20-1 УХЛ2

211

ТН

Кт=0,5 Ктн=15750:^3/100:^3

№ 1593-70

А

ЗНОМ-15-63 У2

34697

B

ЗНОМ-15-63 У2

37374

C

ЗНОМ-15-63 У2

39

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0808151606

8

Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-8

ТТ

Кт=0,58 Ктт=10000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

111

315000

активная реактивная

1,1

2,3

3,0

2,0

B

ТШЛ-20-1 УХЛ2

110

C

ТШЛ-20-1 УХЛ2

112

ТН

Кт=0,5 Ктн=15750:^3/100:^3

№ 1593-70

А

ЗНОМ-15-63 У2

168

B

ЗНОМ-15-63 У2

180

C

ЗНОМ-15-63 У2

161

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0808151028

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

9

Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-9

ТТ

Кт=0,2 Ктт=10000/5 № 8771-09

А

ТШ-20 УХЛ3

116

315000

активная реактивная

0,8

1,6

2,4

1,9

B

ТШ-20 УХЛ3

94

C

ТШ-20 УХЛ3

439

ТН

Кт=0,5 Ктн=15750:^3/100:^3

№ 1593-70

А

ЗНОМ-15-63 У2

7

B

ЗНОМ-15-63 У2

45

C

ЗНОМ-15-63 У2

34696

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0808151522

10

Приморская ГРЭС. Трансформатор 9Т (ОРУ-500кВ ЛУТЭК яч.№5)

ТТ

Кт=0,28 Ктт=1000/1 № 25477-08

А

GSR

10-025820

о о о о о о к,

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

GSR

10-025821

C

GSR

10-025822

ТН-1

Кт=0,5 Ктн=500000:^3/100:^3

№ 15853-06

А

CPB 550

1HSE 8706214

B

CPB 550

1HSE 8706213

C

CPB 550

1HSE 8647507

ТН-2

Кт=0,2 Ктн=500000:^3/100:^3 № 23743-02

А

DFK 525

0717678/5

B

DFK 525

0717678/2

C

DFK 525

0717678/3

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М.16

0809150439

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Приморская ГРЭС. Автотрансформатор 8АТ (ОРУ-500кВ ЛУТЭК яч.№4)

ТТ

Kt=0,2S Ктт=1000/1 № 25477-08

А

GSR

10-025815

о о о о о о к,

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

GSR

10-025816

C

GSR

10-025823

ТН-1

Кт=0,5 Ктн=500000:^3/100:^3

№ 15853-06

А

CPB 550

1HSE 8706214

B

CPB 550

1HSE 8706213

C

CPB 550

1HSE 8647507

ТН-2

Кт=0,2 Ктн=500000:^3/100:^3 № 23743-02

А

DFK 525

0717678/5

B

DFK 525

0717678/2

C

DFK 525

0717678/3

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М.16

0809150397

12

Приморская ГРЭС. Автотрансформатор 7АТ (ОРУ-500кВ ЛУТЭК яч.№2)

ТТ

Кт=0,28 Ктт=1000/1 № 25477-08

А

GSR

10-025818

о о о о о о к,

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

GSR

10-025819

C

GSR

10-025817

ТН-1

Кт=0,5 Ктн=500000:^3/100:^3

№ 15853-06

А

CPB 550

1HSE 8706214

B

CPB 550

1HSE 8706213

C

CPB 550

1HSE 8647507

ТН-2

Кт=0,2 Ктн=500000:^3/100:^3 № 23743-02

А

DFK 525

0717678/5

B

DFK 525

0717678/2

C

DFK 525

0717678/3

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М.16

0809150425

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

13

Приморская ГРЭС. ВЛ-220 кВ ЛуТЭК -Розенгартовка/т

ТТ

Кт 0,2S Ктт=600/5 № 19720-06

А

ТВ-220-1-1 У2

4570

о о о

<о ст

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

ТВ-220-1-1 У2

4568

C

ТВ-220-1-1 У2

4571

ТН

Кт=0,5 Ктн=220000:^3/100:^3

№ 14626-06

А

НКФ-220

1028303

B

НКФ-220

1029132

C

НКФ-220

1058790

Счетчик

Кт 0,2S/0,5

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150118

14

Приморская ГРЭС. ВЛ-220 кВ ЛуТЭК -Бикин/т

ТТ

Кт 0,2S Ктт=600/5 № 19720-06

А

ТВ-220-1-1 У2

4565

о о о

<о ст

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

ТВ-220-1-1 У2

4569

C

ТВ-220-1-1 У2

4572

ТН

Кт=0,5 Ктн=220000:^3/100:^3

№ 14626-06

А

НКФ-220

1029125

B

НКФ-220

1029148

C

НКФ-220

30574

Счетчик

Кт 0,2S/0,5

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150045

15

Приморская ГРЭС. ВЛ-220 кВ ЛуТЭК -Губерово/т

ТТ

Кт 0,2S Ктт=1000/5 № 25477-08

А

GSR

11-028835

о о о о

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

GSR

11-028836

C

GSR

11-028837

ТН

Кт=0,5 Ктн=220000:^3/100:^3

№ 20344-05

А

НАМИ-220 УХЛ1

705; 673

B

НАМИ-220 УХЛ1

572; 719

C

НАМИ-220 УХЛ1

698; 723

Счетчик

Кт 0,2S/0,5

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150034

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

16

Приморская ГРЭС. ВЛ-220 кВ ЛуТЭК -Лесозаводск с отпайкой на ПС 220 кВ Иман

ТТ

Kt=0,2S Ктт=1000/5 № 25477-08

А

GSR

11-028829

о о о о

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

GSR

11-028831

C

GSR

11-028832

ТН

Кт=0,5 Ктн=220000:^3/100:^3

№ 20344-05

А

НАМИ-220 УХЛ1

705; 673

B

НАМИ-220 УХЛ1

572; 719

C

НАМИ-220 УХЛ1

698; 723

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150104

17

Приморская ГРЭС. ОМВ-220 (ОРУ-220кВ яч.3)

ТТ

Кт=0,28 Ктт=1000/5 № 19720-06

А

ТВ-220-1-1 У2

3407

о о о о

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

ТВ-220-1-1 У2

3408

C

ТВ-220-1-1 У2

3409

ТН

Кт=0,5 Ктн=220000:^3/100:^3

№ 20344-05

А

НАМИ-220 УХЛ1

705; 673

B

НАМИ-220 УХЛ1

572; 719

C

НАМИ-220 УХЛ1

698; 723

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150059

18

Приморская ГРЭС. ВЛ 110 кВ ЛуТЭК -ПС "Бикин"

ТТ

Кт=0,5 Ктт=1000/5 № 29255-13

А

ТВ-110

1245А

220000

активная реактивная

1,1

2,3

5,5

2,8

B

ТВ-110

1245В

C

ТВ-110

1245С

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000:^3/100:^3

№ 24218-13

А

НАМИ-110 УХЛ1

2161; 2219

B

НАМИ-110 УХЛ1

2167; 2195

C

НАМИ-110 УХЛ1

2184; 2160

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150178

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

19

Приморская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.13, ВЛ-110 кВ ЛуТЭК - ПС "Насосная-Лучегорск-1"

ТТ

Кт=0,5 Ктт=1000/5 № 29255-13

А

ТВ-110

1236А

220000

активная реактивная

1,1

2,3

5,5

2,8

B

ТВ-110

1236В

C

ТВ-110

1236С

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000:^3/100:^3

№ 24218-13

А

НАМИ-110 УХЛ1

2161; 2219

B

НАМИ-110 УХЛ1

2167; 2195

C

НАМИ-110 УХЛ1

2184; 2160

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150066

20

Приморская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.8, ВЛ-110 кВ ЛуТЭК - ПС "Насосная-Лучегорск-2"

ТТ

Кт=0,5 Ктт=1000/5 № 29255-13

А

ТВ-110

1189А

220000

активная реактивная

1,1

2,3

5,5

2,8

B

ТВ-110

1189В

C

ТВ-110

1189С

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000:^3/100:^3

№ 24218-13

А

НАМИ-110 УХЛ1

2219; 2161

B

НАМИ-110 УХЛ1

2195; 2167

C

НАМИ-110 УХЛ1

2160; 2184

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0806150814

21

Приморская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.4, ВЛ-110 кВ ЛуТЭК -ПС "Разрез-Надаровская-Ласточка-тяг."

ТТ

Кт=0,5 Ктт=1000/5 № 29255-13

А

ТВ-110

1186А

220000

активная реактивная

1,1

2,3

5,5

2,8

B

ТВ-110

1186В

C

ТВ-110

1186С

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000:^3/100:^3 № 24218-13

А

НАМИ-110 УХЛ1

2161; 2219

B

НАМИ-110 УХЛ1

2167; 2195

C

НАМИ-110 УХЛ1

2184; 2160

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150016

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

22

Приморская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.2, ВЛ-110 кВ ЛуТЭК - ПС "Разрез-Надаровская-Игнатьевка"

ТТ

Кт=0,5 Ктт=1000/5 № 29255-13

А

ТВ-110

1234А

220000

активная реактивная

1,1

2,3

5,5

2,8

B

ТВ-110

1234В

C

ТВ-110

1234С

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000:^3/100:^3

№ 24218-13

А

НАМИ-110 УХЛ1

2219; 2161

B

НАМИ-110 УХЛ1

2195; 2167

C

НАМИ-110 УХЛ1

2160; 2184

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150111

23

Приморская ГРЭС. ОМВ-110 кВ

ТТ

Кт=0,5 Ктт=1000/5 № 29255-13

А

ТВ-110

1339-А

220000

активная реактивная

1,1

2,3

5,5

2,8

B

ТВ-110

1339-В

C

ТВ-110

1339-С

ТН

Кт=0,5 Ктн=110000:^3/100:^3

№ 24218-13

А

НАМИ-110 УХЛ1

2161; 2219

B

НАМИ-110 УХЛ1

2167; 2195

C

НАМИ-110 УХЛ1

2184; 2160

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150052

24

Приморская ГРЭС. РУ СН 6-7А яч.359 КЛ-6кВ "ТСН-107Т" ОРУ-500 кВ

ТТ

Кт=0,5 Ктт=400/5 № 2473-05

А

ТЛМ-10

3561

о о ОО

активная реактивная

1,1

2,3

5,5

2,8

B

-

-

C

ТЛМ-10

2664

ТН

Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05

А

B

C

НАМИ-10-95

УХЛ2

3105

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0806150849

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

25

Приморская ГРЭС. РУ СН 6-7Б яч.330 КЛ-6кВ "ТСН-108Т" ОРУ-500 кВ

ТТ

Кт=0,5 Ктт=400/5 № 2473-05

А

ТЛМ-10

3545

о о ОО

активная реактивная

1,1

2,3

5,5

2,8

B

-

-

C

ТЛМ-10

2698

ТН

Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05

А

B

C

НАМИ-10-95

УХЛ2

2380

Счетчик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0806150821

26

Приморская ГРЭС. РУ СН 6-8Б яч. 421 КЛ-6кВ "ТСН явного резерва" ОРУ-500 кВ

ТТ

Kt=0,5S Ктт=300/5 № 32139-11

А

ТОЛ-СЭЩ-10 У2

16148-10

о о о С*">

активная реактивная

1,1

2,3

3,0

2,0

B

-

-

C

ТОЛ-СЭЩ-10 У2

16147-10

ТН

Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05

А

B

C

НАМИ-10-95

УХЛ2

5839

Счетчик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0806150856

27

Приморская ГРЭС. ВЛ-220 кВ Приморская ГРЭС - НПС-38

ТТ

Kt=0,2S Ктт=1000/5 № 20951-08

А

SB 0.8

11/02 859 09

о о о о

активная реактивная

0,8

1,6

1,8

1,7

B

SB 0.8

11/02 859 11

C

SB 0.8

11/02 859 12

ТН

Кт=0,5 Ктн=220000:^3/100:^3

№ 20344-05

А

НАМИ-220 УХЛ1

705; 673

B

НАМИ-220 УХЛ1

572; 719

C

НАМИ-220 УХЛ1

698; 723

Счетчик

Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150006

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

28

Приморская ГРЭС. ВЛ-220 кВ Приморская ГРЭС - НПС-36

ТТ

Kt=0,2S Ктт=1000/5 № 20951-08

А

SB 0.8

11/02 859 01

о о о о

активная реактивная

0,5

1,1

1,4

1,6

B

SB 0.8

11/02 859 02

C

SB 0.8

11/02 859 03

ТН

Кт=0,2 Ктн=220000:^3/100:^3

№ 23743-02

А

DFK 245

11004471/6

B

DFK 245

11004471/4

C

DFK 245

11004471/5

Счетчик

Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0807150041

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

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

3 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) Uh; ток (от 1,0 до 1,2) 1н;

cos9 = 0,87 инд.;

- температура окружающей среды: (23±2) °С.

4    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы

первичного тока (от 0,01 (0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности от cosф ^тф) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 60 до 40 °С;

- относительная влажность воздуха 98 % при 25 °С;

- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы

п ервичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности от cosф ^тф) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от минус 40 до 60 °С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °С;

- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от 18 до 25 °С;

- относительная влажность воздуха не более 75 %;

- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином;

- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном.

5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном, cos9 = 0,5 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до 35°С.

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

7 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный

информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД ARIS MT-200 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью

источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- защита на   программном   уровне   информации   при   хранении,   передаче,

параметрировании:

- счетчика электрической энергии;

- УСПД;

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу -45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Приморская ГРЭС» филиала «ЛуТЭК» АО «ДГК» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество

Трансформаторы тока

GSR

25477-08

15

Трансформаторы тока

ТВ-220-I

19720-06

9

Трансформаторы тока

SB 0.8

20951-08

6

Трансформаторы тока

ТВ-110

29255-13

18

Трансформаторы тока

ТШЛ-20-1

21255-08

23

Трансформаторы тока

ТШЛ-20Б

36053-07

1

Трансформаторы тока

ТШ-20

8771-09

3

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-05

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-11

2

Трансформаторы напряжения

СРВ 550

15853-06

3

Трансформаторы напряжения

DFK 525

23743-02

3

Трансформаторы напряжения

DFK 245

23743-02

3

Трансформаторы напряжения

НКФ-220

14626-06

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-220

20344-05

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110

24218-13

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-15-63

1593-70

15

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

35956-07

9

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06

3344-08

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

24218-13

3

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

28

Устройство сбора и передачи данных

ARIS MT200

53992-13

1

Сервер баз данных

HP Proliant ML350R04 SA641 EURO

_

1

Методика поверки

_

_

1

Паспорт-формуляр

ТДВ.411711.047 ФО

_

_

1

Инструкция по эксплуатации

ТДВ.411711.047 ИЭ

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 63623-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Приморская ГРЭС» филиала «ЛуТЭК» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

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

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6...35/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005. «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя», МИ 2982-2006 «ГСИ. Трансформаторы напряжения измерительные 500/V3...750/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки. ИЛГШ.411152.145РЭ1», утвержденным ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

- для УСПД ARIS MT200 - по документу ПБКМ.424359.005 РЭ «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С,

дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Инструкция по эксплуатации АИИС КУЭ СП «Приморская ГРЭС» филиала «ЛуТЭК» АО «ДГК» Проект ТДВ.411711.047 ИЭ.

Нормативные документы

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Смотрите также

63622-16
PGI-63B-PG30 Манометры показывающие
Фирма "Swagelok Company", США
Манометры показывающие PGI-63B-PG30 (далее по тексту - манометры) предназначены для измерений избыточного давления в составе установки разделения воздуха PL4HN г. Тольятти.
63621-16
PGI-40M-BG1-CANX Манометры показывающие
Фирма "Swagelok Munchen", Германия
Манометры показывающие PGI-40M-BG1-CANX (далее по тексту - манометры) предназначены для измерений избыточного давления в составе установки разделения воздуха PL4HN г. Тольятти.
63620-16
PGI-40M-BG1-CANX Манометры показывающие
Фирма "Swagelok Munchen", Германия
Приборы для измерения краевого угла DSA (далее - приборы) предназначены для измерения краевого угла смачивания между жидкостью и твердой поверхностью.
Default ALL-Pribors Device Photo
Хромато-масс-спектрометры жидкостные моделей 6470 Triple Quadrupole LC/MS System и 6495 Triple Quadrupole LC/MS System предназначены для измерения содержания компонентов, входящих в состав органических и неорганических смесей веществ в соответствии с...
Хромато-масс-спектрометры газовые 5977B GC/MSD предназначены для измерения содержания компонентов, входящих в состав органических и неорганических смесей веществ, находящихся в жидком состоянии в соответствии с аттестованными и стандартизованными мет...