Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Приморские тепловые сети)
| Номер в ГРСИ РФ: | 86853-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
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 | 30.06.2024 |
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
