86853-22: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Приморские тепловые сети) - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Приморские тепловые сети)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 86853-22
Производитель / заявитель: АО "РЭС Групп", г.Владимир
Скачать
86853-22: Описание типа СИ Скачать 140.3 КБ
86853-22: Методика поверки Скачать 9.4 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Приморские тепловые сети) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 86853-22
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Приморские тепловые сети)
Срок свидетельства (Или заводской номер) 1019.04
Производитель / Заявитель

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

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

86853-22: Описание типа СИ Скачать 140.3 КБ
86853-22: Методика поверки Скачать 9.4 MБ

Описание типа

Назначение

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 контроллер многофункциональный 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).

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.

Заводской номер (№ 1019.04) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

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 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.

Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

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 ИК

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

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

2

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

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

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 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

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

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

ARIS-2803

Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

7

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:^3/100:^3 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

8

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:^3/100:^3 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

9

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

10

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

11

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

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

ARIS-2803

Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

13

ПС 6 кВ Котельная Северная, ПР-2 0,4 кВ, яч.5

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

14

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

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, КРУ 6 кВ, яч.6

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

17

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

18

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

19

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

20

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

ARIS-2803

Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

21

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

22

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

23

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

24

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

25

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

ARIS-2803

Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

26

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

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

27

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

28

ПС 6 кВ ТНС Луговая, КРУН 6 кВ, 2с 6 кВ, яч.8

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

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

29

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

30

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

31

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

ПС 6 кВ ТНС 40

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

активная

±1,2

±4,1

32

лет ВЛКСМ, РУ-6 кВ, 2с 6 кВ, яч.14

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

ПС 6 кВ ТНС

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1856-63

НОМ-6-77

Кл.т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 17158-98

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±4,1

33

Жигур, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.7

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

ПС 6 кВ ТНС

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1856-63

НОМ-6-77

Кл.т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3

Рег. № 17158-98

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±4,1

34

Жигур, РУ-6 кВ, 2с 6 кВ, яч.14

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

ВРУ 0,4 кВ

Т-0,66 У3

Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 71031-18

СЭТ-4ТМ.03М.09

активная

±1,0

±4,1

35

Приморское РДУ, ввод 1 0,4 кВ

-

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803

реактивная

±2,4

±7,1

ВРУ 0,4 кВ

Т-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 67928-17

СЭТ-4ТМ.03М.09

Рег. № 67864-17

активная

±1,0

±4,1

36

Приморское РДУ, ввод 2 0,4 кВ

-

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,4

±7,1

37

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

38

ПС 6 кВ ТНС Лесная, РУ 0,4 кВ, 2с 0,4 кВ, яч.6

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 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

39

ПС 6 кВ ТНС Лесная, РУ 0,4 кВ, 1с 0,4 кВ, яч.3

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 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

40

ПС 6 кВ ТНС Лесная, ввод 0,4 кВ РУСН-1

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 47959-16

-

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

ARIS-2803

Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

41

ПС 6 кВ ТНС Лесная, ввод 0,4 кВ РУСН-2

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 47959-16

-

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

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,2

±7,1

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 - 41 от -40 до +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, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик.

6 Допускается замена У СПД на аналогичное утвержденного типа.

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

8 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

9 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

41

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

от 99 до 101

- ток, % От Ihom

от 100 до 120

- частота, Г ц

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, Г ц

от 49,5 до 50,5

- 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 -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

125000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

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

113

- при отключении питания, лет, не менее

40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, 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 АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Трансформаторы тока

ТЛК-СТ

8

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

8

Трансформаторы тока проходные

ТПОЛ-10

3

Трансформаторы тока

ТПЛ-СЭЩ-10

6

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

11

Трансформаторы тока

ТОЛ-СВЭЛ

1

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

42

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-НТЗ

6

Трансформаторы тока

Т-0,66

12

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

2

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2

Трансформаторы тока опорные

ТОП-0,66

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

5

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-НТЗ

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

2

Трансформаторы напряжения

НОМ-6-77

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.01

20

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.09

21

Контроллер многофункциональный (со встроенным УСВ)

ARIS-2803

1

Программное обеспечение

ПО «ТЕЛЕСКОП+»

1

Паспорт-формуляр

РЭСС.411711.АИИС.1019.04 ПФ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК» (Приморские тепловые сети), аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 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

86860-22
ЖБР-10000 Резервуар железобетонный вертикальный цилиндрический
СУ - ТЭЦ-23 "Мосэнергострой", г. Москва (изготовлен в 1973 г.)
Резервуар железобетонный вертикальный цилиндрический ЖБР-10000 (далее -резервуар) предназначен для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Default ALL-Pribors Device Photo
86861-22
Система измерительная объемного расхода (объема) воздуха поз. 10414 ЗБ АО "ТАИФ-НК"
Акционерное общество "ТАИФ-НК" (АО "ТАИФ-НК"), Республика Татарстан, г. Нижнекамск
Система измерительная объемного расхода (объема) воздуха поз. 10414 ЗБ АО «ТАИФ-НК» (далее - ИС) предназначена для измерения объемного расхода (объема) воздуха, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63 (температура плюс 20 °С, абсолютное д...
86862-22
РВС-10000 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
Акционерное общество "Самарский резервуарный завод" (АО "СРЗ"), г. Самара
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-10000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема при приеме, хранении и отпуске нефти и нефтепродуктов.
86863-22
Щупы
Общество с ограниченной ответственностью Научно-Производственное Предприятие "Челябинский инструментальный завод" (ООО НПП "ЧИЗ"), г. Челябинск
Щупы предназначены для измерений величины зазоров между отдельными поверхностями.
86864-22
L-ViMS Системы измерительные вибрационного контроля
Общество с ограниченной ответственностью "Л Кард" (ООО "Л Кард"), г. Москва
Системы измерительные вибрационного контроля L-ViMS (далее - L-ViMS) предназначены для измерений напряжения постоянного и переменного тока, преобразования результатов измерений в значения виброперемещения, виброскорости и виброускорения, сигнализации...