Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Чульманская ТЭЦ" филиала "Нерюнгринская ГРЭС" АО "ДГК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 71908-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Чульманская ТЭЦ» филиала «Нерюнгринская ГРЭС» 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 | 71908-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Чульманская ТЭЦ" филиала "Нерюнгринская ГРЭС" АО "ДГК" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ ЧТЭЦ/2018 |
Производитель / Заявитель
АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 71908-18: Описание типа СИ | Скачать | 148.2 КБ | |
| 71908-18: Методика поверки МП 206.1-054-2018 | Скачать | 7.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Чульманская ТЭЦ» филиала «Нерюнгринская ГРЭС» 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 вход 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 субъектам» 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.
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 cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
|
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 ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Канал измерений |
Состав измерительного канала |
Ктт •Ктн •Ксч |
УСПД |
Метрологические характеристики | ||||||
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) |
Обозначение, тип |
Вид энергии |
Основная погрешность ИК (± д), % |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±д), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
9 |
10 | ||
|
1 |
Чульманская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №3 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
18000 |
ARIS MT200 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,8 |
|
В |
ТПОЛ-10 У3 | |||||||||
|
С |
ТПОЛ-10 У3 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | ||||||||
|
2 |
Чульманская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №5 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
18000 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,8 | |
|
В |
ТПОЛ-10 У3 | |||||||||
|
С |
ТПОЛ-10 У3 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
9 |
10 | ||
|
3 |
Чульманская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №6 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 1500/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
18000 |
ARIS MT200 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,8 |
|
В |
ТПОЛ-10 У3 | |||||||||
|
С |
ТПОЛ-10 У3 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | ||||||||
|
4 |
Чульманская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №7 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 1500/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
18000 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,8 | |
|
В |
ТПОЛ-10 У3 | |||||||||
|
С |
ТПОЛ-10 У3 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | ||||||||
|
5 |
Чульманская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, II сш.-110 кВ, яч.3, ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС -Чульманская ТЭЦ I цепь с отпайками |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 24811-03 |
А |
ТФЗМ 110Б |
о о о 00 00 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 3,3 | |
|
В |
ТФЗМ 110Б | |||||||||
|
С |
ТФЗМ 110Б | |||||||||
|
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 = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
9 |
10 | ||
|
6 |
Чульманская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, I СШ.-110 кВ, яч.1, ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС -Чульманская ТЭЦ II цепь с отпайками |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 1000/5 № 19720-06 |
А |
ТВ-110-!-1 УХЛ1 |
220000 |
ARIS MT200 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,0 4,2 |
|
В |
ТВ-110-!-1 УХЛ1 | |||||||||
|
С |
ТВ-110-!-1 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 = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
7 |
Чульманская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, I сш.-110 кВ, яч.2, ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ -Малый Нимныр с отпайками |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 300/5 № 61432-15 |
А |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 |
00099 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,0 4,2 | |
|
В |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 | |||||||||
|
С |
ТОГФ-110Ш-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 = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
8 |
Чульманская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, II сш.-110 кВ, яч.4, ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ -Хатыми с отпайками |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 300/5 № 61432-15 |
А |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 |
00099 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,0 4,2 | |
|
В |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 | |||||||||
|
С |
ТОГФ-110Ш-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 = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
9 |
10 | ||
|
9 |
Чульманская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, II сш.-35 кВ, яч.2, ВЛ 35 кВ Чульманская ТЭЦ -Аэропорт №2 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 19720-06 |
А |
ТВ-35-П-4-У2 |
21000 |
ARIS MT200 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,4 |
|
В |
ТВ-35-П-4-У2 | |||||||||
|
С |
ТВ-35-П-4-У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 35000/\ 3/100/\3 № 21257-06 |
А |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 | |||||||
|
В |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 | |||||||||
|
С |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
10 |
Чульманская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, I сш.-35 кВ, яч.1, ВЛ 35 кВ Чульманская ТЭЦ -Аэропорт №1 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 19720-06 |
А |
ТВ-35-П-4-У2 |
21000 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,4 | |
|
В |
ТВ-35-П-4-У2 | |||||||||
|
С |
ТВ-35-П-4-У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 35000/\ 3/100/\3 № 21257-06 |
А |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 | |||||||
|
В |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 | |||||||||
|
С |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
11 |
Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, I сш.-6 кВ, яч.5, ВЛ-6 кВ Промбаза |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-!-2 У2 |
3600 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,1 4,2 | |
|
В |
- | |||||||||
|
С |
ТОЛ-10-!-2 У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
9 |
10 | ||
|
12 |
Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, I сш.-6 кВ, яч.8, ВЛ-6 кВ Западный 1 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-!-2 У2 |
2400 |
ARIS MT200 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,8 |
|
В |
- | |||||||||
|
С |
ТОЛ-10-!-2 У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | ||||||||
|
13 |
Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.12, ВЛ-6 кВ С/х комплекс |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-!-2 У2 |
о о 00 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,1 4,2 | |
|
В |
- | |||||||||
|
С |
ТОЛ-10-!-2 У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
14 |
Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.13, ВЛ-6 кВ Северный |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-!-2 У2 |
3600 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,1 4,2 | |
|
В |
- | |||||||||
|
С |
ТОЛ-10-!-2 У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
9 |
10 | ||
|
15 |
Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.14, ВЛ-6 кВ Южный |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-!-2 У2 |
о о 00 |
ARIS MT200 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,1 4,2 |
|
В |
- | |||||||||
|
С |
ТОЛ-10-!-2 У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
16 |
Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.16, ВЛ-6 кВ Заречный |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-!-2 У2 |
3600 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,1 4,2 | |
|
В |
- | |||||||||
|
С |
ТОЛ-10-!-2 У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
17 |
Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.17, ВЛ-6 кВ ЦАРМ |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-!-2 У2 |
3600 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,1 4,2 | |
|
В |
- | |||||||||
|
С |
ТОЛ-10-!-2 У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
В | ||||||||||
|
С | ||||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
9 |
10 | ||
|
18 |
Чульманская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, II сш.-6 кВ, яч.18, ВЛ-6 кВ Западный 2 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
3600 |
ARIS MT200 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,8 |
|
В |
- | |||||||||
|
С |
ТОЛ-10-1-2 У2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | ||||||||
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||||
|
Примечания 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 5 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С. | ||||||||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
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 30206-94 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
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 -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
|
- для УСПД |
от 0 до +40 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
88000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сут, не менее |
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
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 У3 |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 110Б |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-110-1-1 УХЛ1 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110Ш-УХЛ1 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-35-П-4-У2 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
16 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
18 шт. |
|
Контроллеры многофункциональные |
ARIS MT200 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
ТЕЛЕСКОП+ |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП 206.1-054-2018 |
1 экз. |
|
Формуляр |
РЭП.411711.ЧТЭЦ.ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-054-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Чульманская ТЭЦ» филиала «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 09.02.2018 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 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 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 «Чульманская ТЭЦ» филиала «Нерюнгринская ГРЭС» 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
