Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" АО "ДГК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 89045-23 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 89045-23 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" АО "ДГК" |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 89045-23: Описание типа | Скачать | 133.3 КБ | |
| 89045-23: Методика поверки | Скачать | 8.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» АО «ДГК» (далее - 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 контроллер многофункциональный ARIS MT200 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (далее - ЭП) с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 1119.03) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером в составе уровня ИВК.
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.
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 |
Амурская ТЭЦ-1, ТГ №1 6,3 кВ |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-03 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ARIS МТ200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 |
|
2 |
Амурская ТЭЦ-1, ТГ №2 6,3 кВ |
ТШВ 15 Кл.т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5719-08 |
НОЛ.08 Кл. т 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3345-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 3,3 ± 6,0 | |
|
3 |
Амурская ТЭЦ-1, ТГ №3 6,3 кВ |
ТШЛ 20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-03 |
НОЛ.08 Кл. т 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3345-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 3,4 ± 6,0 | |
|
4 |
Амурская ТЭЦ-1, ТГ №4 6,3 кВ |
ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08 |
НОЛ.08 Кл. т 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3345-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 3,4 ± 6,0 | |
|
5 |
Амурская ТЭЦ-1, ТГ №5 10,5 кВ |
ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ Кл.т 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,0 |
± 3,4 ± 6,0 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
6 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция -6кВ, яч.1, Фидер 1А |
ТПОЛ-1О Кл.т. 0,5S Ктт 800/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ARIS МТ200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 |
|
7 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция -6кВ, яч.2, Фидер 2В |
ТПОЛ-1О Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 | |
|
8 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция -6кВ, яч.6, Фидер 6А |
ТПОЛ-СВЭЛ Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 70109-17 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,1 ± 7,1 | |
|
9 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция -6кВ, яч.6, Фидер 6В |
ТПОЛ-1О Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 | |
|
10 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция -6кВ, яч.1, Фидер 1В |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-69 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,1 ± 7,1 | |
|
11 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция -6кВ, яч.19, Фидер 19А |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 | |
|
12 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция -6кВ, яч.27, Фидер 27А |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 | |
|
13 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция -6кВ, яч.37, Фидер 37 |
ТПОЛ-СВЭЛ Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 70109-17 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
14 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 3 секция -6кВ, яч.28, Фидер 28 |
ТПОЛ-СВЭЛ Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 70109-17 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ARIS МТ200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,1 ± 7,1 |
|
15 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 3 секция -6кВ, яч.48, Фидер 48А |
ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 | |
|
16 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 3 секция -6кВ, яч.48, Фидер 48Б |
ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5S Ктт 800/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 | |
|
17 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 4 секция -6кВ, яч.66, Фидер 66А |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 25433-11 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 | |
|
18 |
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 4 секция -6кВ, яч.66, Фидер 66Б |
ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 | |
|
19 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.1, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Комсомольская (С71) |
ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,5 |
± 4,0 ± 6,8 | |
|
20 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.11, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Эльбан №1 (С-87) |
ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,5 |
± 4,0 ± 6,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
21 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.15, ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 -Амурмаш - ЛДК №1 (С-89) |
ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ARIS МТ200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,5 |
± 4,0 ± 6,8 |
|
22 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.2, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Хурба (С-72) |
ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,5 |
± 4,0 ± 6,8 | |
|
23 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.8, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Падали - Эльбан №2 (С-88) |
ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,5 |
± 4,0 ± 6,8 | |
|
24 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.13, ВЛ 110 кВ Амурская ТЭЦ-1 -Амурмаш - ЛДК №2 (С-90) |
ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,5 |
± 4,0 ± 6,8 | |
|
25 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.10, ОВ-110 кВ |
ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,5 |
± 4,0 ± 6,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
26 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, I секция-35кВ, яч.2, ВЛ 35 кВ Амурская ТЭЦ1 - КТПН -Городская №1 (Т-1) |
GDS 12/24/40,5 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 30370-05 |
ЗНОЛ-35111 Кл. т 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 21257-06 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ARIS МТ200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 |
|
27 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, I секция-35кВ, яч.3, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 -Центральная №1 (Т-2) |
GDS 12/24/40,5 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 30370-05 |
ЗНОЛ-35111 Кл. т 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 21257-06 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 | |
|
28 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.9, ВЛ 35 кВ Амурская ТЭЦ-1 - КТПН -Городская №2 (Т-3) |
GDS 12/24/40,5 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 30370-05 |
ЗНОЛ-35111 Кл. т 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 21257-06 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 | |
|
29 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.10, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 -Центральная №2 (Т-4) |
GDS 12/24/40,5 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 30370-05 |
ЗНОЛ-35111 Кл. т 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 21257-06 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 | |
|
30 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35 кВ, 1 с 35 кВ, Яч.1, КВЛ-35 кВ АТЭЦ-1 - АГМК №1 |
ТПЛ Кл.т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ-35111 Кл. т 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 21257-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
31 |
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35 кВ, 2 с 35 кВ, Яч.11, КВЛ-35 кВ АТЭЦ-1 - АГМК №2 |
ТПЛ Кл.т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ-35111 Кл. т 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 21257-06 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
ARIS МТ200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 4,0 ± 6,9 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд !=0,02(0,05)-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии 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, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик. 6 Допускается замена УСПД 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.
аблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
31 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, ОС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
От 0,5 инд дО 0,8 емк |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС |
от -60 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ОС |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС |
от +10 до +30 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ОС |
от 0 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
88000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, год, не менее |
30 |
|
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, год, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, 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.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШВ 15 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ 20-1 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-20-1 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-СВЭЛ |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ |
21 |
|
Трансформаторы тока |
GDS 12/24/40,5 |
8 |
|
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НОЛ.08 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛ |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-35111 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
23 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
5 |
|
Контроллеры многофункциональные |
ARIS МТ200 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
РЭСС.411711.АИИС. 1119.03 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) СП «Амурская ТЭЦ-1» АО «ДГК», аттестованном ООО «МЦМО», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 01.00324-2011.
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
