Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Владивостокская ТЭЦ-2" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70818-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70818-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Владивостокская ТЭЦ-2" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ ПГ-ВТЭЦ-2/2018 |
Производитель / Заявитель
АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 70818-18: Описание типа СИ | Скачать | 139.5 КБ | |
| 70818-18: Методика поверки МП 206.1-009-2018 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, 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 (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на выход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.
Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субьектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования -ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ±1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера 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
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ТЕЛЕСКОП+ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll |
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63 a8822ab86c2751ca |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты ПО - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Канал измерений |
Состав измерительного канала |
Метрологические характеристики | ||||||||
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) |
Обозначение, тип |
Ктт •Ктн •Ксч |
УСПД |
Вид энергии |
Основная погрешность ИК (±6), % |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±6), % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
|
1 |
Владивостокская ТЭЦ-2, Генератор Г-1 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 8000/5 № 21255-08 |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
160000 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09 |
Активная Реактивная |
0,8 1,6 |
2,2 2,0 |
|
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = К)00)0)/\3/10)0)/\3 № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-10 УЗ | |||||||
|
В |
ЗНОЛ.06-10 УЗ | |||||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-10 УЗ | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
|
2 |
Владивостокская ТЭЦ-2, Г енератор Г-2 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 8000/5 № 21255-08 |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
160000 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09 |
Активная Реактивная |
0,8 1,6 |
2,2 2,0 |
|
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 № 35956-07 |
А |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||
|
В |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||||
|
С |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
3 |
Владивостокская ТЭЦ-2, Г енератор Г-3 |
II |
Кт =0,2S Ктт = 8000/5 № 21255-08 |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
160000 |
Активная Реактивная |
0,8 1,6 |
2,2 2,0 | |
|
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-10 УЗ | |||||||
|
В |
ЗНОЛ.06-10 УЗ | |||||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-10 УЗ | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
4 |
Владивостокская ТЭЦ-2, Г енератор Г-4 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 8000/5 № 21255-01 |
А |
ТШЛ 20 |
160000 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
5,5 2,8 | |
|
В |
ТШЛ 20 | |||||||||
|
С |
ТШЛ 20 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 № 35956-07 |
А |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||
|
В |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||||
|
С |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
|
5 |
Владивостокская ТЭЦ-2, Г енератор Г-5 |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 8000/5 № 5719-03 |
А |
ТШВ 15 |
160000 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09 |
Активная Реактивная |
0,8 1,6 |
2,4 1,9 |
|
В |
ТШВ 15 | |||||||||
|
С |
ТШВ 15 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 № 35956-07 |
А |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||
|
В |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||||
|
С |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
6 |
Владивостокская ТЭЦ-2, Г енератор Г-6 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 8000/5 № 21255-08 |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
160000 |
Активная Реактивная |
0,8 1,6 |
2,2 2,0 | |
|
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 № 35956-07 |
А |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||
|
В |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||||
|
С |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
7 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ОРУ 220кВ, яч. 2, ВЛ 220кВ Артёмовская ТЭЦ - Владивостокская ТЭЦ-2 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 750/1 № 39966-08 |
А |
ТВ-ЭК У2 |
1650000 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 | |
|
В |
ТВ-ЭК У2 | |||||||||
|
С |
ТВ-ЭК У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 20344-05 |
А |
НАМИ-220 УХЛ1 | |||||||
|
В |
НАМИ-220 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НАМИ-220 УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
|
8 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ОРУ 220кВ, яч. 4, КВЛ 220кВ Владивостокская ТЭЦ-2 - Зелёный угол |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 750/1 № 37750-08 |
А |
VIS WI |
1650000 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 |
|
В |
VIS WI | |||||||||
|
С |
VIS WI | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 20344-05 |
А |
НАМИ-220 УХЛ1 | |||||||
|
В |
НАМИ-220 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НАМИ-220 УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 | ||||||||
|
9 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ОРУ 220кВ, яч. 3, ШОВ 220кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 600/1 № 27069-05 |
А |
ТБМО-220 УХЛ1 |
1320000 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 | |
|
В |
ТБМО-220 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
ТБМО-220 УХЛ1 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 20344-05 |
А |
НАМИ-220 УХЛ1 | |||||||
|
В |
НАМИ-220 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НАМИ-220 УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 | ||||||||
|
10 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, СШ-110кВ, яч.13, КВЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2 -Орлиная с отпайкой на ПС Г олубинка |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 750/5 № 39966-10 |
А |
ТВ-ЭК УХЛ1 |
165000 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 | |
|
В |
ТВ-ЭК УХЛ1 | |||||||||
|
С |
ТВ-ЭК УХЛ1 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
|
11 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, СШ-110кВ, яч.2, ВЛ 110 кВ «ВТЭЦ-2 - А» 1ая |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 750/5 № 19720-06 |
А |
ТВ-110-1-2-У2 |
165000 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09 |
Активная Реактивная |
0,9 2,0 |
4,7 2,7 |
|
В |
ТВ-110-1-2-У2 | |||||||||
|
С |
ТВ-110-1-2-У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
12 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, СШ-110кВ, яч.4, ВЛ 110 кВ «ВТЭЦ-2 - А» 2ая |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 750/5 № 19720-06 |
А |
ТВ-110-1-2-У2 |
165000 |
Активная Реактивная |
0,9 2,0 |
4,7 2,7 | |
|
В |
ТВ-110-1-2-У2 | |||||||||
|
С |
ТВ-110-1-2-У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
13 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, СШ-110кВ, яч.6, ВЛ 110 кВ «ВТЭЦ-2 -Загородная-Улисс-Голдобин» 1ая |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 750/5 № 19720-06 |
А |
ТВ-110-1-2-У2 |
165000 |
Активная Реактивная |
0,9 2,0 |
4,7 2,7 | |
|
В |
ТВ-110-1-2-У2 | |||||||||
|
С |
ТВ-110-1-2-У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
|
14 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, СШ-110кВ, яч.8, ВЛ 110 кВ «ВТЭЦ-2 -Загородная-Улисс-Голдобин» 2ая |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 750/5 № 19720-06 |
А |
ТВ-110-1-2-У2 |
165000 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09 |
Активная Реактивная |
0,9 2,0 |
4,7 2,7 |
|
В |
ТВ-110-1-2-У2 | |||||||||
|
С |
ТВ-110-1-2-У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
15 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, СШ-110кВ, яч.10, КВЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2 -Залив с отпайкой на ПС Г олубинка |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 750/5 № 39966-10 |
А |
ТВ-ЭК УХЛ1 |
165000 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 | |
|
В |
ТВ-ЭК УХЛ1 | |||||||||
|
С |
ТВ-ЭК УХЛ1 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||||
|
16 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч.9, ОМВ-110кВ |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 600/1 № 23256-05 |
А |
ТБМО-110 УХЛ1 |
о о о о о о |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 1,9 | |
|
В |
ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 | ||||||||
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||||
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)^1ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды, °C: | |
|
- для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
|
- для ТТ и ТН |
от -5 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
|
- для УСПД |
от -10 до +50 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ -4ТМ.03М: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
УСПД: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
Сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не более |
45 |
|
ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания
и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование изделия |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ 20 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШВ 15 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-ЭК У2 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
VIS WI |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТБМО-220 УХЛ1 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-ЭК УХЛ1 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-110-1-2-У2 |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-10 УЗ |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2 |
12 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-220 УХЛ1 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
СЭТ-4ТМ.03М |
16 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП 206.1-009-2018 |
1 экз. |
|
Формуляр |
РЭП.411711.ПГ-ВТЭЦ-2.ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-009-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 05.02.2018 г.
Основные средства 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 МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 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;
- по МИ 3195-2009 Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
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
