Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1"
| Номер в ГРСИ РФ: | 77634-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергосбытовая компания "Энергосервис", г.С.-Петербург |
| 77634-20: Описание типа СИ | Скачать | 105.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее по тексту— АИИС КУЭ) предназначена для автоматического измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77634-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 117 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергосервис", г.С.-Петербург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 77634-20: Описание типа СИ | Скачать | 105.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее по тексту— АИИС КУЭ) предназначена для автоматического измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);
автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
хранение результатов измерений;
передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка электроэнергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее — ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее — ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) — технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее — ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее - ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее - сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ).
ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развёрнуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую память счетчика.
На втором уровне происходит:
настройка параметров ИВК;
сбор данных из памяти счетчиков в БД;
хранение данных в БД;
формирование справочных и отчетных документов;
передача информации смежным субъектам электроэнергетики — участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО);
настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
поддержание точного времени в системе.
ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электроэнергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без неё.
Для поддержания единого времени в АИИС КУЭ используется шкала времени сервера синхронизации времени Метроном-1000 (регистрационный № 56465-14). ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует часы с сервером времени при расхождении более чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счётчиков при сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или (ПО) «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР» |
amrserver.exe amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac_ metrology.dll |
|
1 |
2 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР» |
4.20.0.0 и выше 4.20.8.1 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ac metrology.dll |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Идентификационное наименование ПО «Энергосфера» |
pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энергосфера» |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор pso metr.dll |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
|
Номер и диспетчерское наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
17.02 |
ГРУ-6 кВ, яч.36, Генератор 2 |
ТПЛ-20, 4000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 47958-11 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном Цмакс) = 5 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
|
17.03 |
БГТ-3 10 кВ, Генератор 3 |
NXCT-F3, 8000/1; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 35899-07 |
VEF 12, 10000/\3 / 100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 29712-06; |
A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 1 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-11 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
17.04 |
БГТ-4 10 кВ, Генератор 4 |
ТШЛ-20-1, 10000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 21255-03 |
ЗНОЛ.06-10, 10000/^3/100/^3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 3344-04 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
|
17.05 |
БГТ-3 Т-3А 110 кВ |
GSR, 500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 25477-08 |
OTEF 126, 110000/^3/100/^3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 51393-12 |
A1802RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
|
17.06 |
БГТ-3 Т-3Б 110 кВ |
GSR, 500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 25477-08 |
OTEF 126, 110000/^3/100/^3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 51393-12 |
A1802RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
|
17.08 |
БГТ-4 Т-4А 110 кВ |
ТВ-110, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 32123-06 |
НАМИ-110, 110000/V3 / 100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
|
17.09 |
БГТ-4 Т-4Б 110 кВ |
ТВ-110, 600/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 32123-06 |
НАМИ-110, 110000/V3 / 100/V3; 0,2; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 24218-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
17.10 |
Т-4 А 35 кВ, Т-4Б 35 кВ (КЛ 35 кВ К-416) |
GIF 40,5, 2000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30368-10 |
GEF 40,5, 35000/^3 / 100/V3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 30373-05 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (Ыакс) = 5 (10) А; Uhom =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,2S; по реактивной - 0,5; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
|
17.50 |
ТМН Стенда РУСН-6 кВ, III с., яч. 61, Ф-л ЛМЗ ОАО «Силовые машины» |
ТЛО-10, 100/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 25433-11 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RAL-P4GB-DW-4; Ihom (1макс) = 5 (10) А; Uhom =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
|
17.60 |
ГРУ-6 кВ, яч. 34, ФМН ГВС-2 |
ТЛП-10, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; Ihom (Ыакс) = 5 (10) А; Uhom =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
|
17.61 |
ГРУ-6 кВ, яч. 15, ФМН рез. №2 |
ТЛП-10, 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; Ihom (Ыакс) = 5 (10) А; Uhom =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
|
17.62 |
ГРУ-6 кВ, яч. 6, ФМН-2 |
ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; Ihom (Ыакс) = 5 (10) А; Uhom =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
17.63 |
ГРУ-6 кВ, яч. 31, ФМН-3 |
ТЛП-10, 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
Устройства синxронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
|
17.64 |
ГРУ-6 кВ, яч. 4, ФМН-1 |
ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
|
17.65 |
ГРУ-6 кВ, яч. 20, ФМН рез. №1 |
ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
|
17.66 |
ГРУ-6 кВ, яч. 12, ФМН б/н-1А |
ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
|
17.67 |
ГРУ-6 кВ, яч. 39, ФМН б/н-1В |
ТЛП-10, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
17.68 |
ГРУ-6 кВ, яч. 37, ФМН б/н-2Б |
ТЛП-10, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 |
|
17.69 |
ГРУ-6 кВ, яч. 32, ФМН б/н-2В |
ТЛП-10, 750/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 | |
|
17.70 |
ГРУ-6 кВ, яч. 38, ФМН рез. №3 |
ТЛП-10, 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Рег. № 30709-07 |
UGE 3-35, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Рег. № 31857-06 |
Примечание - допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа и эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
|
Номера ИК |
Вид электрической энергии |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
17.02-17.06, 17.08, 17.09 |
Активная |
±0,9 |
±1,1 |
|
Реактивная |
±1,4 |
±2,0 | |
|
17.10 |
Активная |
±1,1 |
±1,2 |
|
Реактивная |
±1,7 |
±2,1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
17.50, 17.60-17.70 |
Активная |
±1,9 |
±2,3 |
|
Реактивная |
±2,9 |
±4,2 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии за период 0,5 ч.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.
|
Таблица 4 - Основные технические характеристики | |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
20 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cosф |
0,87 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5инд. до 0,8емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -30 до +30 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики: |
120000 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее сервер: |
80000 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
|
Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени, с |
±5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
ИВК - коэффициент готовности не менее Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;
Т0 ИК(АИИС) = 1141 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
стойкость к электромагнитным воздействиям;
ремонтопригодность;
программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
функция контроля процесса работы и средства диагностики системы;
резервирование электропитания оборудования системы;
резервирование каналов связи.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
журнал событий ИВК:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок.
Защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
пароля на доступ к счетчику;
ролей пользователей в ИВК.
Возможность коррекции времени в:
электросчетчиках (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-20 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
NXCT-F3 |
1 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-20-1 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
GSR |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
GIF 40,5 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
33 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
UGE 3-35 |
39 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
VEF 12 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-10 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
OTEF 126 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
GEF 40,5 |
3 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
11 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера» |
1 шт. |
|
Инструкция по формированию и ведению базы данных |
ЭС-52-08/2017-17.И4 |
1 экз. |
|
Инструкция по эксплуатации |
ЭС-52-08/2017-17.ИЭ |
1 экз. |
|
Руководство пользователя |
ЭС-52-08/2017-17.ИЗ |
1 экз. |
|
Технологическая инструкция |
ЭС-52-08/2017-17.И2 |
1 экз. |
|
Паспорт |
ЭС-52-08/2017-17.ПС |
1 экз. |
|
Методика измерений |
ЭС-62-06/2018-17.МИ |
1 экз. |
|
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений | ||
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационно
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки»
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217-2003. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения (ТН) в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2018 «Методика измерений нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018 «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-20018 «Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- модуль коррекции времени МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);
- прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр универсальный ТП2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);
- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);
- прибор для измерения действующих значений силы тока и напряжения вольтамперфа-зометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-05).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе ЭС-62-06/2018-17.МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». Свидетельство об аттестации №11-RA.RU.311468-2019 от 05.09.2019 г., выданное ООО «ОКУ». Аттестат аккредитации RA.RU311468 от 21.01.2016 г
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
