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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 83245-21
Производитель / заявитель: АО "РЭС Групп", г.Владимир
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Благовещенская ТЭЦ" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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

Скачать

83245-21: Описание типа СИ Скачать 307.6 КБ
83245-21: Методика поверки МП СМО-0908-2021 Скачать 12.4 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 83245-21
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Благовещенская ТЭЦ" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 776.15
Производитель / Заявитель

Акционерное общество "РЭС Групп", г. Владимир

РОССИЯ

Назначение

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

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).

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

о,

е

м

о

К

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Благовещенская ТЭЦ, ТГ-1

ТШВ15Б Кл.т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5719-08

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 35956-07

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±0,8

±1,5

±3,2

±5,9

2

Благовещенская ТЭЦ, ТГ-2

ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08

ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 35956-07

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

3

Благовещенская ТЭЦ, ТГ-3

ТШЛ-20-I Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08

ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 35956-07

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

4

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

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

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±±

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

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

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

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

6

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

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

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,1

±7,1

7

Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч. 1, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ -Благовещенская №2

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

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±±

8

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

ТФЗМ 110Б-1У Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 26422-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

9

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

ТФЗМ 110Б-1У Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 26422-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.4, ввод 10 кВ Т-2

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 25433-08

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

11

ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.10, ввод 10 кВ Т-4

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 10/5 Рег. № 25433-08

НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

12

ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.3, ввод 10 кВ Т-1

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 25433-08

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

13

ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.9, ввод 10 кВ Т-3

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 10/5 Рег. № 25433-08

НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

14

КТП 10 кВ Верхние очистные сооружения, ввод 10 кВ ТОС-1

ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07

НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

15

ТП 10 кВ Насосная осветленной воды, ввод 10 кВ ТНОВ-1

ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07

ЗНОЛП-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 23544-07

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

16

ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1

ТТН Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 41260-09

-

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

17

ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 2 секция 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2

ТТН Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 41260-09

-

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

18

ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ резервный ввод

ТТН Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 58465-14

-

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±±

19

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

ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 44640-11

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-08

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

20

Благовещенская ТЭЦ, ТГ-4

ТШЛ Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 47957-11

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Ктн 10500/V3/100/V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

21

ТП №9 10 кВ РЭБ ТС, РУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.2, ВЛ 10 кВ в сторону ТП №9 10/0,4 кВ

ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07

ЗНОЛП-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 23544-07

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

22

ПС 10 кВ ПНС №2 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 1с 10 кВ, яч.2

ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 58720-14

НИОЛ-СТ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 58722-14

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 58720-14

НИОЛ-СТ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 58722-14

ПС 10 кВ ПНС №2 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 2с 10 кВ, яч.8

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

активная

реактивная

23

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)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 23 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.

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._

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

23

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от Ином

от 98 до 102

- 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(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 -5 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.01, ч, не менее

165000

- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ-

4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, 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

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

35

месяц по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

10

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 СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация» 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

ТШВ15Б

3

Трансформатор тока

ТШЛ-20-1

9

Трансформатор тока

ТВ

12

Трансформатор тока

ТФЗМ 110Б-1У

6

Трансформатор тока

ТЛО-10

12

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

9

Трансформатор тока

ТЛК-СТ

6

Трансформатор тока

ТТН

9

Трансформатор тока

ТОГФ-110

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-6

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

3

Трансформатор напряжения

НАМИ- 10-95УХЛ2

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-10

6

Трансформатор напряжения

НИОЛ-СТ

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

17

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.09

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

2

Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВ

ЭКОМ-3000

1

Программное обеспечение

ПО «ТЕЛЕСКОП+»

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.776.15

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) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 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

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лебедянский» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученн...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Чульманская ТЭЦ» филиала «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнер...
83247-21
Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные
Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева" (ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева"), г. Санкт-Петербург
Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные (далее - вискозиметры) предназначены для измерения кинематической вязкости исследуемых жидкостей в лабораторных условиях.
83243-21
FLIR TG165-X Пирометры инфракрасные тепловизионные
Фирма "FLIR Systems AB", Швеция; Завод-изготовитель: Фирма "Qisda Corporation", Тайвань
Пирометры инфракрасные тепловизионные FLIR TG165-X (далее по тексту -пирометры) предназначены для бесконтактных измерений радиационной температуры твердых тел по их собственному тепловому излучению в пределах зоны, определяемой полем зрения оптическо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Забайкальск» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Забайкальского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для и...