Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Приморская ГРЭС" филиала "ЛуТЭК" АО "ДГК"
Номер в ГРСИ РФ: | 63623-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Телекор-Энергетика", г.Москва |
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 | 17.11.2024 |
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.