80059-20: Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 80059-20
Производитель / заявитель: АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск
Скачать
80059-20: Описание типа СИ Скачать 364.1 КБ
80059-20: Методика поверки МП-312235-108-2020 Скачать 1.2 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» (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 80059-20
Наименование Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 776.12
Производитель / Заявитель

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

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 22.12.2024

Поверители

Скачать

80059-20: Описание типа СИ Скачать 364.1 КБ
80059-20: Методика поверки МП-312235-108-2020 Скачать 1.2 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» (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 ЭКОМ-3000 (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 охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.

СОЕВ 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

Партизанская ГРЭС, Турбогенератор ТГ №1

ТШЛ-20-1

Кл. т. 0,2 S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08

ЗНОЛ.06-10

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/^3:100/^3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

± 0,8

± 1,8

± 1,8

± 4,0

2

Партизанская ГРЭС, Турбогенератор ТГ №2

ТШЛ-20-1

Кл. т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08

ЗНОЛ-СВЭЛ-10

Кл. т. 0,2 Ктн 10000/^3:100/^3

Рег. № 67628-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 0,6

± 1,3

± 1,7

± 3,9

3

Партизанская ГРЭС, Турбогенератор ТГ №3

ТЛШ-10

Кл. т. 0,5 S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-07

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 1,1

± 2,6

± 2,8

± 5,3

4

Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.15 ввода 220 кВ АТ-1

ТВИ-110

Кл. т. 0,2S Ктт 750/1 Рег. № 30559-11

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3

Рег. № 24218-03

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

активная

реактивная

± 0,8

± 1,5

± 3,3

± 5,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.16 ввода 220 кВ АТ -2

ТВИ-110

Кл. т. 0,2 S Ктт 600/1 Рег. № 30559-05

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3

Рег. № 24218-03

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

± 0,8

± 1,5

± 3,3

± 5,9

6

Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.8, ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС - ХФЗ №1

ТВИ-110

Кл. т. 0,2 S Ктт 600/1 Рег. № 30559-05

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3

Рег. № 24218-03

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

активная

реактивная

± 0,8

± 1,5

± 3,3

± 5,9

7

Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.6, ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС - ХФЗ №2

ТВИ-110

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/1 Рег. № 30559-05

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3

Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 0,9

± 2,3

± 2,7

± 5,2

8

Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.12, ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС - Южная

ТВИ-110

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/1 Рег. № 30559-05

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3

Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 0,9

± 2,3

± 2,7

± 5,2

9

Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.10, ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС - Находка/т

ТВИ-110

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/1 Рег. № 30559-05

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3

Рег. № 24218-03

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

активная

реактивная

± 1,0

± 2,5

± 4,0

± 6,8

10

Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.4, ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС - Екатериновка

ТВИ-110

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/1 Рег. № 30559-05

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3

Рег. № 24218-03

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

активная

реактивная

± 1,0

± 2,5

± 4,0

± 6,8

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.5, ШСМВ-110 кВ

ТВИ-110

Кл. т. 0,2 S Ктт 600/1 Рег. № 30559-05

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3

Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

± 0,8

± 1,5

± 3,3

± 5,9

12

Партизанская ГРЭС, ОРУ 35 кВ, яч.1, ВЛ 35 кВ ПГРЭС -Партизан 1ая

SB 0,8 Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 20951-08

НАМИ-35 УХЛ1

Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 1,1

± 2,6

± 2,8

± 5,3

13

Партизанская ГРЭС, ОРУ 35 кВ, яч.3, ВЛ 35 кВ ПГРЭС -Партизан 2ая

SB 0,8 Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 20951-08

НАМИ-35 УХЛ1

Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 1,1

± 2,6

± 2,8

± 5,3

14

Партизанская ГРЭС, ОРУ 35 кВ, яч.5, ВЛ 35 кВ ПГРЭС -Шторм

SB 0,8 Кл. т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 20951-08

НАМИ-35 УХЛ1

Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 1,1

± 2,6

± 2,8

± 5,3

15

ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.9, ВЛ 6 кВ ф. Несвоевка

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5 S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07

НАМИ-10-95 УХЛ2

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

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 1,1

± 2,6

± 2,8

± 5,3

16

ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.7, ВЛ 6кВ ф. Строительство

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5 S Ктт 400/5 Рег. № 15128-07

НАМИ-10-95 УХЛ2

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

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 1,1

± 2,6

± 2,8

± 5,3

17

ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.4, ВЛ 6 кВ фид.4 ЦРП - Насосная

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5 S Ктт 100/5

Рег. № 15128-07

НАМИ-10-95 УХЛ2

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

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 1,1

± 2,6

± 2,8

± 5,3

18

ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.3, ВЛ 6 кВ ф. 4-й участок

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 15128-07

НАМИ-10-95 УХЛ2

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

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

± 1,1

± 2,6

± 2,8

± 5,3

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

19

ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.2, ВЛ 6 кВ ЦРП -Пивзавод

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 15128-07

НАМИ-10-95 УХЛ2

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

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 1,1

± 2,6

± 2,8

± 5,3

20

Силовая сборка РЩ 0,4 кВ Насосной питьевой воды, КЛ-0,4 кВ ввод №1 насосная питьевой воды

Т-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 22656-02

-

СЭТ-4ТМ.03.09

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0

± 2,4

± 4,1

± 7,1

21

РЩ-0,4 кВ Водоприемник, КЛ-0,4 кВ в сторону Вод опри емника (резервное питание)

Т-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 22656-02

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0

± 2,4

± 4,1

± 7,1

22

РЩ 0,4 кВ Водосброс, КЛ-0,4 кВ в сторону Водосброс

Т-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 22656-02

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0

± 2,4

± 4,1

± 7,1

23

ТП 6 кВ Угольное поле, РУ-0,4 кВ

Т-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 22656-02

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0

± 2,4

± 4,1

± 7,1

24

КТПН 6 кВ «Компрессорная», РУ-0,4 кВ

Т-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 22656-02

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0

± 2,4

± 4,1

± 7,1

25

Силовой шкаф 0,4 кВ Пожарное депо, КЛ-0,4 кВ резервное питание пожарного депо

Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 S Ктт 100/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

± 0,8

± 2,2

± 3,0

± 5,5

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

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 - 25 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

25

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 47,5 до 52,5

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС

от -60 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 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 (Рег. № 36697-08), ч, не менее

140000

- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ -4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, СЭТ-4ТМ.03.08 (Рег. № 27524-04), ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

114

направлениях, сут., не менее

- при отключении питания, лет, не менее

40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

45

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

10

менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации

3,5

состояний средств измерений, лет, не менее

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 СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» 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

ТШЛ-20-1

6

Трансформатор тока

ТЛШ-10

3

Трансформатор тока

ТВИ-110

24

Трансформатор тока

SB 0,8

9

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

10

Трансформатор тока

Т-0,66

15

Трансформатор тока

Т-0,66 М У3

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СВЭЛ-10

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

2

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03.01

6

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03М.16

2

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03М

11

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03.09

5

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03.08

1

Устройство  сбора  и  передачи

данных со встроенным УСВ

ЭКОМ-3000

1

Программное обеспечение

ПО «ТЕЛЕСКОП+»

1

Методика поверки

МП СМО-2707-2020

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.776.12 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-2707-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 05.08.2020 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.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 (Рег. № 36697-08) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, СЭТ-4ТМ.03.08 (Рег. № 27524-04) - по документу ИЛГШ.411152.124РЭ1 «Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

- УСПД ЭКОМ-3000 (Рег. № 17049-14) - по документу ПБКМ.421459.007 МП

«Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;

- 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-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) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК», 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
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Нагорная (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и перед...
80061-20
IMS_v20_Nokia Системы измерений длительности соединений
Компания "Nokia Solutions and Networks Oy", Финляндия
Системы измерений длительности соединений IMS_v20_Nokia (далее - СИДС) предназначены для измерений длительности телефонных соединений с целью получения исходных данных для расчета их стоимости.
Default ALL-Pribors Device Photo
80062-20
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ПРОМТЕХ"
Общество с ограниченной ответственностью "Агентство энергетических решений" (ООО "АЭР"), г. Москва
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПРОМТЕХ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, ф...
Default ALL-Pribors Device Photo
80063-20
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ "Саранская"
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный Центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Саранская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хран...