71916-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Благовещенская ТЭЦ" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Благовещенская ТЭЦ" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 71916-18
Производитель / заявитель: АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск
Скачать
71916-18: Описание типа СИ Скачать 159.2 КБ
71916-18: Методика поверки МП 206.1-055-2018 Скачать 4.3 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Благовещенская ТЭЦ" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская 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 71916-18
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Благовещенская ТЭЦ" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ АГ-БТЭЦ/2018
Производитель / Заявитель

АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

71916-18: Описание типа СИ Скачать 159.2 КБ
71916-18: Методика поверки МП 206.1-055-2018 Скачать 4.3 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская 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.

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

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 (± 3), %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуа-тации (±3), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Благовещенская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №1

II

Кт = 0,2 Ктт = 8000/5 № 5719-08

А

ТШВ 15Б

о о о о О'

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

Активная

Реактивная

0,8

1,4

2,7

2,6

В

ТШВ 15Б

С

ТШВ 15Б

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 6000/^3 / 100/^3 № 35956-07

А

ЗНОЛ-СЭЩ-6

В

ЗНОЛ-СЭЩ-6

С

ЗНОЛ-СЭЩ-6

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

2

Благовещенская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №2

II

Кт = 0,2S Ктт = 8000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-I УХЛ2

160000

Активная

Реактивная

0,8

1,4

2,5

3,7

В

ТШЛ-20-I УХЛ2

С

ТШЛ-20-I УХЛ2

ТН

Кт = 0,2

Ктн = 10000/\3 /

100/03

№ 35956-07

А

ЗНОЛ-СЭЩ-10

В

ЗНОЛ-СЭЩ-10

С

ЗНОЛ-СЭЩ-10

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

Благовещенская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №3

II

Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-1-УХЛ2

о о о о о ci

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

Активная

Реактивная

0,8

1,4

2,5

3,7

В

ТШЛ-20-1-УХЛ2

С

ТШЛ-20-1-УХЛ2

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 10000/^3 / 100/\3 № 35956-07

А

ЗНОЛ-СЭЩ-10

В

ЗНОЛ-СЭЩ-10

С

ЗНОЛ-СЭЩ-10

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

4

Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч. №6, ВЛ-110 кВ Благовещенская ТЭЦ-Центральная №1 с отпайками

II

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 19720-06

А

ТВ-110-П-ХЛ2

132000

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

В

ТВ-110-П-ХЛ2

С

ТВ-110-П-ХЛ2

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

5

Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч. №8, ВЛ-110 кВ Благовещенская ТЭЦ-Центральная № 2 с отпайками

II

Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 № 19720-06

А

ТВ-110-1-3-У2

132000

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,0

4,2

В

ТВ-110-1-3-У2

С

ТВ-110-1-3-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 = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч. №4, ВЛ-110 кВ Благовещенская ТЭЦ-Благовещенская № 1 с отпайками

II

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 19720-06

А

ТВ-110-П-ХЛ2

132000

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

В

ТВ-110-П-ХЛ2

С

ТВ-110-ГГ-ХЛ2

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

Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч. №1, ВЛ110 кВ Благовещенская ТЭЦ- Благовещенская № 2 с отпайкой на ПС

Чигири

II

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 19720-06

А

ТВ-110-ГГ-ХЛ2

132000

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

В

ТВ-110-ГГ-ХЛ2

С

ТВ-110-ГГ-ХЛ2

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

Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч. №10, ВЛ-110 кВ Благовещенская ТЭЦ-Западная № 1

II

Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 26422-06

А

ТФЗМ-110Б-ГУ У1

132000

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,0

4,2

В

ТФЗМ-110Б-ГУ У1

С

ТФЗМ-110Б-ГУ У1

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

8

9

9

Благовещенская ТЭЦ , ОРУ-110 кВ, яч. №12, ВЛ-110 кВ Благовещенская ТЭЦ-Западная № 2

II

Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 № 26422-06

А

ТФЗМ-110Б-ГУ У1

132000

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,0

4,2

В

ТФЗМ-110Б-ГУ У1

С

ТФЗМ-110Б-ГУ У1

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

10

ТП 34Б 10 кВ Понизительная насосная Благовещенской ТЭЦ, РУ-10 кВ, 1СШ, яч. 4

II

Кт = 0,5 S Ктт = 100/5 № 25433-08

А

ТЛО-10

о о о ci

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

Кт = 0,5

Ктн = 10000/\3 / 100/ \ 3 № 3344-04

А

ЗНОЛ.06-10У3

В

ЗНОЛ.06-10У3

С

ЗНОЛ.06-10У3

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

11

ТП 34Б 10 кВ Понизительная насосная Благовещенской ТЭЦ, РУ-10 кВ, 2СШ, яч. 10

II

Кт = 0,5 S Ктт = 100/5 № 25433-08

А

ТЛО-10

о о о ci

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

В

НАМИ-10-95 УХЛ2

С

НАМИ-10-95 УХЛ2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

ТП 34Б 10 кВ Понизительная насосная Благовещенской ТЭЦ, РУ-10 кВ, 1СШ, яч. 3

II

Кт = 0,5 S Ктт = 10/5 № 25433-08

А

ТЛО-10

200

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 10000/^3 / 100/ \ 3 № 3344-04

А

ЗНОЛ.06-10У3

В

ЗНОЛ.06-10У3

С

ЗНОЛ.06-10У3

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

13

ТП 34Б 10 кВ Понизительная насосная Благовещенской ТЭЦ, РУ-10 кВ, 2СШ, яч. 9

II

Кт = 0,5 S Ктт = 10/5 № 25433-08

А

ТЛО-10

200

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

В

ТЛО-10

С

ТЛО-10

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

В

НАМИ-10-95 УХЛ2

С

НАМИ-10-95 УХЛ2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

14

ТП №9 10 кВ Благовещенской ТЭЦ, РУ-10 кВ, ввод-1 Т-1

II

Кт = 0,5 S Ктт = 100/5 № 15128-07

А

ТОЛ-10-1-2 У2

о о о ci

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

В

ТОЛ-10-1-2 У2

С

ТОЛ-10-1-2 У2

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 10000/\3 / 100/ \ 3 № 23544-07

А

ЗНОЛП-10 У2

В

ЗНОЛП-10 У2

С

ЗНОЛП-10 У2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

ТП №9 10 кВ Благовещенской ТЭЦ, РУ-0,4 кВ, ввод-2 Т-2

II

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 64182-16

А

ТНШЛ-0,66

120

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

3,3

В

ТНШЛ-0,66

С

ТНШЛ-0,66

ТН

---

А

-

В

-

С

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.09

16

КТП 10 кВ Верхние очистные сооружения Благовещенской ТЭЦ ввод -10 кВ ТОС-1

II

Кт = 0,5 S Ктт = 100/5 № 15128-07

А

ТОЛ-10-1-2 У2

о о о ci

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

В

ТОЛ-10-1-2 У2

С

ТОЛ-10-1-2 У2

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

В

НАМИ-10-95 УХЛ2

С

НАМИ-10-95 УХЛ2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

17

ТП 10 кВ Насосная осветленной воды Благовещенской ТЭЦ ввод-10 кВ ТТНОВ-1

II

Кт = 0,5 S Ктт = 100/5 № 15128-07

А

ТОЛ-10-1-2 У2

о о о ci

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

В

ТОЛ-10-1-2 У2

С

ТОЛ-10-1-2 У2

ТН

Кт = 0,5

Ктн = 10000/\3 / 100/33 № 23544-07

А

ЗНОЛП-10 У2

В

ЗНОЛП-10 У2

С

ЗНОЛП-10 У2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

18

ТП 10 кВ Береговая насосная Благовещенской ТЭЦ, ввод 1, Т-1, РУСН-0,4кВ, I секц., яч.9

II

Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 41260-09

А

ТТН-60

200

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

Активная

Реактивная

1,0

2,1

4,9

4,1

В

ТТН-60

С

ТТН-60

ТН

---

А

-

В

-

С

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.09

19

ТП 10 кВ Береговая насосная Благовещенской ТЭЦ, ввод 2, Т-2, РУСН-0,4кВ, II секц., яч. 18

II

Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 41260-09

А

ТТН-60

200

Активная

Реактивная

1,0

2,1

4,9

4,1

В

ТТН-60

С

ТТН-60

ТН

---

А

-

В

-

С

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.09

20

ТП 10 кВ Береговая насосная Благовещенской ТЭЦ, резервный ввод, РУСН-0,4кВ, I секц., яч. 10

II

Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 58465-14

А

ТТН60

120

Активная

Реактивная

1,0

2,1

4,9

3,8

В

ТТН60

С

ТТН60

ТН

---

А

В

С

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М.09

1

2

3

4

5

6

7

8

9

21

Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110кВ, яч. 7, ОВ-110 кВ

II

Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 44640-11

А

ТОГФ-110

132000

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

Активная

Реактивная

0,8

1,4

2,5

3,7

В

ТОГФ-110

С

ТОГФ-110

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3:100/^3 № 24218-08

А

НАМИ-110 УХЛ1

В

НАМИ-110 УХЛ1

С

НАМИ-110 УХЛ1

Счетчи к

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

22

Благовещенская ТЭЦ, Турбогенератор ТГ №4

II

Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 47957-11

А

ТШЛ-20-1

210000

Активная

Реактивна

0,5

1,1

1,9

1,9

В

ТШЛ-20-1

С

ТШЛ-20-1

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 10500/^3:100/^3 № 46738-11

А

ЗНОЛ.06.4-10

В

ЗНОЛ.06.4-10

С

ЗНОЛ.06.4-10

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

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

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 и ГОСТ 30206-94

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005

от +21 до +25

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.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Электросчетчики СЭТ -4 ТМ .03:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

88000

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

24

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

35

направлениях, сут, не более

ИВКЭ:

- суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не

35

менее

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

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформаторы тока

ТШВ-15Б

3 шт.

Трансформаторы тока

ТШЛ-20-1-УХЛ2

6 шт.

Трансформаторы тока

ТВ-110-П-ХЛ2

9 шт.

Трансформаторы тока

ТВ-110-1-3-У2

3 шт.

Трансформаторы тока

ТФЗМ-ИОБ-IV У1

6 шт.

Трансформаторы тока

ТЛО-1О

12 шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-1-2 У2

9 шт.

Трансформаторы тока

ТНШЛ-0,66

3 шт.

Трансформаторы тока

ТТН-60

6 шт.

Трансформаторы тока

ТТН60

3 шт.

Трансформаторы тока

ТОГФ-110

3 шт.

Трансформаторы тока

ТШЛ-20-1

3 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-6

3 шт.

1

2

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

6 шт.

Трансформаторы напряжения антирезонансные

НАМИ-110 УХЛ1

6 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-10 У3

3 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-10 У2

6 шт.

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛ.06.4-10

3 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

20 шт.

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1 шт.

Программное обеспечение

ТЕЛЕСКОП+

1 шт.

Методика поверки

МП 206.1-055-2018

1 экз.

Формуляр

РЭП.411711. АГ-БТЭЦ. ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-055-2018   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12.02.2018 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    документом

«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

- 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 согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с документом ПБКМ.421459.007 МП «Усртройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.04.2014 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 поверке.

Сведения о методах измерений

«Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская 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 автоматизи

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

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

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потр...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТОРЭКС-ХАБАРОВСК» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработк...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «НЛМК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной инфо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Солар Системс» (Самарская солнечная электростанция №2 (75 МВт)) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнер...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Бурятзолото» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения...