79967-20: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "ДГК" (Комсомольская ТЭЦ-2) - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "ДГК" (Комсомольская ТЭЦ-2)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 79967-20
Производитель / заявитель: АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск
Скачать
79967-20: Описание типа СИ Скачать 391.4 КБ
79967-20: Методика поверки МП СМО-1206-2020 Скачать 762.5 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "ДГК" (Комсомольская ТЭЦ-2) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК» (Комсомольская ТЭЦ-2) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 79967-20
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "ДГК" (Комсомольская ТЭЦ-2)
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 776.05
Производитель / Заявитель

Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 5
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 5 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

79967-20: Описание типа СИ Скачать 391.4 КБ
79967-20: Методика поверки МП СМО-1206-2020 Скачать 762.5 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК» (Комсомольская ТЭЦ -2) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ARIS MT200 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (далее -ЭП) с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+».

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

f8 51 b28a924da7cde6a5 7eb2ba15af0c cda718bc6d123b63 a8822ab86c2751ca

Алгоритм     вычисления     цифрового

идентификатора ПО

MD5

ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Комсомольская ТЭЦ-2, ТГ №5 (6,3кВ)

ТЛП-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 4000/5 Рег. № 30709-11

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5

Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

2

Комсомольская ТЭЦ-2, ТГ №6 (6,3кВ)

ТШВ 15

Кл. т. 0,2

Ктт 8000/5

Рег. № 5719-03

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5

Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±3,3

±6,0

3

Комсомольская ТЭЦ-2, ТГ №7 (6,3кВ)

ТШЛ 20-I Кл. т. 0,2 S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-03

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5

Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±3,4

±6,0

4

Комсомольская ТЭЦ-2, ТГ №8 (6,3кВ)

ТШЛ 20-I Кл. т. 0,2 S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-03

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5

Ктн 6000/100

Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±3,4

±6,0

5

Комсомольская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч. №3, ВЛ-110кВ КТЭЦ-2 - КТЭЦ-1 №1 С-83

ТВ-110

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2

Ктн 110000:^3/100:^3

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

Комсомольская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч. №2, ВЛ-110кВ КТЭЦ-2 - КТЭЦ-1 №2 С-84

ТВ-110

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

7

Комсомольская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч. №13, ВЛ-110кВ КТЭЦ-2 - ПС: Парус - Т С-86

ТВ-110

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2

Ктн 110000:^3/100:^3

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

8

Комсомольская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч. №12, ВЛ-110кВ КТЭЦ-2 - ПС "Т" С-85

ТВ-110

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

9

Комсомольская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч. №8, ОВ-110 кВ

ТБМО-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 S Ктт 600/5 Рег. № 23256-11

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2

Ктн 110000:^3/100:^3

Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±0,8

±1,5

±3,3

±5,9

10

Комсомольская ТЭЦ-2, РУ-35кВ, ВЛ-35кВ КТЭЦ-2 - ПС "ТН" Т-167

ТВ-35

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 46101-10

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3

Рег. № 912-07

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

11

Комсомольская ТЭЦ-2, РУ-35кВ, ВЛ-35кВ КТЭЦ-2 - ПС Багерная -ЭТЗ Т-160

ТВ-35

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 46101-10

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3

Рег. № 912-07

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№1, Фидер №1

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

13

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№5, Фидер №5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

14

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№6, Фидер №6

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

15

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№7, Фидер №7

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

16

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№11, Фидер №11

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

17

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№13, Фидер №13

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

18

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№15, Фидер №15

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

19

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№17, Фидер №17

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 300/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

20

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№27, Фидер №27

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

21

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№29, Фидер №29

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

22

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№31, Фидер №31

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

23

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№35, Фидер №35

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

24

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№37, Фидер №37

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

25

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№41, Фидер №41

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

26

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч№43, Фидер №43

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

27

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№45, Фидер №45

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

28

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№47, Фидер №47

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

29

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№49, Фидер №49

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

30

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№51, Фидер №51

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

31

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч. №53, Фидер №53

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

32

Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч. №57, Фидер №57

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05)^ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 32 от минус 40 до плюс 60 °C.

4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

32

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

от 99 до 101

- ток, % От Ihom

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9

0,9

- температура окружающей среды, ОС

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % От Uhom

от 90 до 110

- ток, % От Ihom

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС

от -45 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ОС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС

от +10 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ОС

от -30 до +50

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ -4ТМ.03.01 ч, не менее

90000

- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ -4ТМ.03М.01 ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД:

2

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

88000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

70000 1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее

5

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

- 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;

- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

- журнал УСПД:

- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

- попыток несанкционированного доступа;

- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;

- перезапусков ИВКЭ;

- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- результатов самодиагностики;

- отключения питания.

- журнал сервера:

- изменение значений результатов измерений;

- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

- пропадание питания;

- замена счетчика;

- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

электросчетчика;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (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 систему АИИС КУЭ АО «ДГК» (Комсомольская ТЭЦ-2) типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Трансформатор тока

ТЛП-10

3

Трансформатор тока

ТШВ 15

3

Трансформатор тока

ТШЛ 20-I

6

Трансформатор тока

ТВ-110

12

Трансформатор тока

ТБМО-110 УХЛ1

3

Трансформатор тока

ТВ-35

6

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

42

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

3

Счётчик   электрической   энергии

многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03.01

28

Счётчик   электрической   энергии

многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

4

Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСПД

ARIS MT200

1

Программное обеспечение

ПО «ТЕЛЕСКОП+»

1

Методика поверки

МП СМО-1206-2020

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711 .АИИС.776.05

ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-1206-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК» (Комсомольская ТЭЦ-2). Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 22.06.2020 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;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1 «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1 «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г;

- УСПД ARIS MT200 - по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры

многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013г.;

- устройство синхронизации времени Радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;

- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;

- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;

- термогигрометр «Ива-6Н-КП-Д», Рег. № 46434-11;

- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК» (Комсомольская ТЭЦ-2), аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 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

Default ALL-Pribors Device Photo
79968-20
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Броско"
Общество с ограниченной ответственностью "Электротехнические системы" (ООО "Электротехнические системы"), г. Хабаровск
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Броско» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, об...
Default ALL-Pribors Device Photo
79969-20
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭМ ООО "Башкирэнерго"
Общество с ограниченной ответственностью "Энергосистемы" (ООО "Энергосистемы"), г. Владимир
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭМ ООО «Башкирэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, х...
Default ALL-Pribors Device Photo
79970-20
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" Астраханский газоперерабатывающий завод
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Астраханский газоперерабатывающий завод (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энерг...
Default ALL-Pribors Device Photo
79971-20
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" №21
Общество с ограниченной ответственностью "Симбирская энергосбытовая компания" (ООО "СЭСК"), г. Ульяновск
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №21 (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработ...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Дюны» Октябрьской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах г. Санкт-Петербург (далее по тексту - АИИС КУЭ) предна...