Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Котельные цеха ПТС)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 83075-21
Производитель / заявитель: АО "РЭС Групп", г.Владимир
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Котельные цеха ПТС) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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

Скачать

83075-21: Описание типа СИ Скачать 381.6 КБ
83075-21: Методика поверки МП СМО-3105-2021 Скачать 11 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 83075-21
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Котельные цеха ПТС)
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 776.21
Производитель / Заявитель

Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир

РОССИЯ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК» (Котельные цеха ПТС) (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-2803 (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+».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты ОРЭ.

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. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД, с использованием электронной подписи (далее - ЭП), с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

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.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

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

f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c

cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca

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.

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

к

а

<D

о

Я

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

Наименование объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основ-ная погрешность, %

Погрешность в рабочих усло-виях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110 кВ ВТЭЦ-1, ЗРУ 6 кВ, яч.13

ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 58720-14

НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

2

ПС 110 кВ ВТЭЦ-1, ЗРУ 6 кВ, яч.3

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 47958-16

НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

3

ПС 110 кВ ВТЭЦ-1, ЗРУ 6 кВ, яч.20

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 1261-59

НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803 Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

4

ПС 110 кВ ВТЭЦ-1, ЗРУ 6 кВ, яч.23

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-59

НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

5

ПС 6 кВ Котельный цех №1 Владивостокской ТЭЦ-1 (КЦ-1 ВТЭЦ-1), ГРЩ 0,4 кВ, яч. 1

Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 67928-17

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ПС 6 кВ Котельный цех №1 Владивостокской ТЭЦ-1 (КЦ-1 ВТЭЦ-1), РЩ-1 0,4 кВ, яч.13

Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 67928-17

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803 Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

7

ВРУ 0,4 кВ Приморское РДУ, ввод 1 0,4 кВ

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

8

ВРУ 0,4 кВ Приморское РДУ, ввод 3, ввод 4 0,4 кВ

Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 67928-17

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

9

ВРУ 0,4 кВ Приморское РДУ, ввод 2 0,4 кВ

Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 67928-17

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

10

ПС 6 кВ Котельный цех №1 Владивостокской ТЭЦ-1 (КЦ-1 ВТЭЦ-1), РЩ 0,4 кВ ТТУ, яч.3

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 30/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

11

ПС 6 кВ Котельный цех №1 Владивостокской ТЭЦ-1 (КЦ-1 ВТЭЦ-1), РЩ 0,4 кВ ТТУ, яч.2

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 30/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

ПС 6 кВ Котельный цех №2, КРУ 6 кВ, яч.7

ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 69606-17

ЗНОЛП-НТЗ Кл. т 0,5 Ктн 6000/:V3/100:V3 Рег. № 69604-17

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803 Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

13

ПС 6 кВ Котельный цех №2, КРУ 6 кВ, яч.19

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

14

ПС 6 кВ Котельный цех №2, КРУ 6 кВ, яч.3

ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 69606-17

ЗНОЛП-НТЗ Кл. т 0,5 Ктн 6000/:V3/100:V3 Рег. № 69604-17

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

15

ПС 6 кВ Котельный цех №2, КРУ 6 кВ, яч.22

ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 58720-14

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

16

ПС 6 кВ Котельный цех №2, ЩСУ-2 0,4 кВ, 2с 0,4 кВ, яч.17

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

17

ПС 6 кВ Котельная Северная, КРУ 6 кВ, яч.8

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 1856-63

ТОЛ-СВЭЛ Кл.т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 70106-17

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

18

ПС 6 кВ Котельная Северная, КРУ 6 кВ, яч.16

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

19

ПС 6 кВ Котельная Северная, Щит 2Щ 0,4 кВ, П.10

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

20

ПС 6 кВ Котельная Северная, ПР-2 0,4 кВ, яч.4

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

ПС 6 кВ Котельная

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 71031-18

СЭТ-4ТМ.03М.09

ARIS-2803 Рег. № 67864-17

активная

±1,0

±4,2

21

Северная, ПР-2 0,4 кВ, яч.5

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,4

±7,1

22

ПС 6 кВ ТНС Жигур, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.7

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1856-63

НОМ-6-77 Кл.т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 17158-98

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

23

ПС 6 кВ ТНС Жигур, РУ-6 кВ, 2с 6 кВ, яч.14

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1856-63

НОМ-6-77 Кл.т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 17158-98

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

24

ПС 6 кВ ТНС 40 лет ВЛКСМ, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.11

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

25

ПС 6 кВ ТНС 40 лет ВЛКСМ, РУ-6 кВ, 2с 6 кВ, яч.14

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

26

ПС 6 кВ ТНС Луговая, КРУН 6 кВ, 1с 6 кВ, яч.1

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 22192-07

НТМИ-6 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

27

ПС 6 кВ ТНС Луговая, ввод 0,4 кВ ТСН-1

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

ПС 6 кВ ТНС

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01

ARIS-2803 Рег. № 67864-17

активная

±1,0

±4,1

28

Луговая, КРУН 6 кВ, 2с 6 кВ, яч.8

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,4

±7,1

29

ПС 6 кВ ТНС Луговая, ввод 0,4 кВ ТСН-2

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

30

ЦТП 10 кВ Патрокл, РУ 10 кВ, 1с 10 кВ, яч.18

ТПЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 75/5 Рег. № 38202-08

ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 35956-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

31

ЦТП 10 кВ Патрокл, РУ 10 кВ, 2с 10 кВ, яч.11

ТПЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 75/5 Рег. № 38202-08

ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 35956-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

32

ПС 110 кВ ВТЭЦ-1, ЗРУ 6 кВ, яч. 11

ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 58720-14

НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803 Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

33

ПС 110 кВ ВТЭЦ-1, ЗРУ 6 кВ, яч.7

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-59

НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

34

ПС 6 кВ Котельный цех №1 Владивостокской ТЭЦ-1 (КЦ-1 ВТЭЦ-1), РУ 0,4 кВ КТПН-2, яч.10

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 30/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

35

ПС 6 кВ Котельный цех №1 Владивостокской ТЭЦ-1 (КЦ-1 ВТЭЦ-1), РУ 0,4 кВ КТПН-2, яч.4

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

36

ПС 6 кВ Котельный цех №2, ЩСУ-2 0,4 кВ, 1с 0,4 кВ, яч.15

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 71031-18

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

37

ПС 6 кВ Котельный цех №1 Владивостокской ТЭЦ-1 (КЦ-1 ВТЭЦ-1), ЩС-20 0,4 кВ, яч.5

-

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±0,7 ±1 ,2

±3,1

±5,7

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 для соБф = 0,8 инд, 1=0,02(0,05) Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 37 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 БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

7    Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

37

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности СОБф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 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 -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ-

220000

4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Z«Ziv vV/v 2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

125000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации Электросчетчики:

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

114

- при отключении питания, лет, не менее УСПД:

40

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

45

месяц по каждому каналу, суток, не менее

- 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

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ АО «ДГК» (Котельные цеха ПТС) 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

ТЛК-СТ

8

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

8

Трансформатор тока

Т-0,66

12

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

36

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

2

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10

2

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

11

Трансформатор тока

ТОЛ-СВЭЛ

1

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ

6

Трансформатор тока

ТПЛ-СЭЩ-10

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-НТЗ

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

5

Трансформатор напряжения

НОМ-6-77

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

20

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.09

17

Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВ

ARIS-2803

1

Программное обеспечение

ТЕЛЕСКОП+

1

Методика поверки

МП СМО-3105-2021

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.776.21 ПФ

1

Сведения о методах измерений

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК» (Котельные цеха ПТС), аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.003242011 от 14.09.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

83074-21
Элехант Счетчики газа бытовые
Общество с ограниченной ответственностью "Элехант" (ООО "Элехант"), г. Омск
Счетчики газа бытовые Элехант (далее по тексту - счетчики) предназначены для измерений объема природного газа по ГОСТ 5542-2014, объема газовой фракции сжиженного углеводородного газа по ГОСТ 20448-2018 в газопроводах низкого давления при учете потре...
Измерители малых перемещений поверхностей IBIS (далее - измерители) предназначены для измерений перемещений поверхностей объектов контроля.
Default ALL-Pribors Device Photo
83073-21
Система измерений количества и показателей качества нефти № 245АО "Оренбургнефть" на ПСП "Кротовка"
Акционерное общество "Оренбургнефть" (АО "Оренбургнефть"), Оренбургская область, г. Бузулук
Система измерений количества и показателей качества нефти № 245 АО «Оренбургнефть» на ПСП «Кротовка» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
83077-21
IPC707 Усилители сигнала
Meggitt SA, Швейцария
Усилители сигнала IPC707 (далее по тексту - усилители) предназначены для измерения, преобразования и усиления выходного электрического сигнала от пьезоэлектрических вибропреобразователей в аналоговый сигнал, пропорциональный виброускорению или виброс...
83072-21
Televac Вакуумметры тепловые
Фирма THE FREDERICKS COMPANY подразделение TELEVAC, США
Вакуумметры тепловые Televac (далее - вакуумметры) предназначены для измерений абсолютного давления негорючих газов.