Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-2" (КТЭЦ-1) АО "ДГК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 93263-24 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» (КТЭЦ-1) АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 93263-24 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-2" (КТЭЦ-1) АО "ДГК" |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Поверители
Скачать
| 93263-24: Описание типа | Скачать | 315.7 КБ | |
| 93263-24: Методика поверки | Скачать | 3.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» (КТЭЦ-1) АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии,
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям.
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 - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - 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 -ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ARIS MT200 (далее - УСПД), устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Измерительные каналы (далее - 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 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 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - 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.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД 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 (№ 1261.05) в цифровом формате указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД 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 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 измерительных каналов (далее - 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 погрешнос ть, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ТГ №2 6,3кВ |
ТЛШ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 3000/5 Рег. № 11077-03 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ARIS MT200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 |
|
2 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.2, ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 - К (С-76) |
ТВ-110-1-2 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
|
3 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.4, ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 - Привокзальная (С-75) |
ТВ-110-1-2 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.8, ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 -Комсомольская ТЭЦ-2 №1 (C-83) |
ТВ-110-1-2 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 |
ARIS MT200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
|
5 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.6, ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 -Комсомольская ТЭЦ-2 №2 (C-84) |
ТВ-110-1-2 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
|
6 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.7, ВЛ 35 кВ КТЭЦ-1 - Западная №2 (Т-174) |
ТВ-ЭК-35-1 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 39966-08 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
7 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.4, ВЛ 35 кВ КТЭЦ-1 - Западная №1 (Т-163) |
ТВ-35-VI Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ARIS MT200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 |
|
8 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.10, ВЛ 35 кВ КТЭЦ-1 - Городская №2 (Т-165) |
ТВ-35-VI Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 19720-06 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 | |
|
9 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.8, ВЛ 35 кВ КТЭЦ-1 - Городская №1 (Т-164) |
ТВ-35-VI Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 19720-06 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
10 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.2, ВЛ 35 кВ КТЭЦ-1 - Таежная (Т-166) |
ТВ-ЭК-35-1 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 39966-08 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ARIS MT200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 |
|
11 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.1, ВЛ 35 кВ КТЭЦ-1 - ЭТЗ (Т-161) |
ТВ-35-VI Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 | |
|
12 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, яч.7, Фидер 6кВ №7 |
ТПК-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 22944-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 | |
|
13 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, яч.9, Фидер 6кВ №9 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±3,4 ±10,4 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
14 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, яч.15, Фидер 6кВ №15 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5 S Ктт 400/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ARIS MT200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 |
|
15 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, яч.17, Фидер 6кВ №17 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 | |
|
16 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.2, Фидер 6кВ №2 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±3,4 ±10,4 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
17 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.6, Фидер 6кВ №6 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ARIS MT200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 |
|
18 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.10, Фидер 6кВ №10 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±3,4 ±10,4 | |
|
19 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.12, Фидер 6кВ №12 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±3,4 ±10,4 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
20 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.14, Фидер 6кВ №14 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,2S Ктт 800/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 |
ARIS MT200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±3,4 ±6,0 |
|
21 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.16, Фидер 6кВ №16 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 | |
|
22 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.18, Фидер 6кВ №18 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±3,4 ±10,4 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
23 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ, яч.31, Фидер 6кВ №31 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ARIS MT200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±3,4 ±10,4 |
|
24 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ, яч.33, Фидер 6кВ №33 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 | |
|
25 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ, яч.35, Фидер 6кВ №35 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 | |
|
26 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ, яч.37, Фидер 6кВ №37 |
ТПК-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 22944-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
27 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ, яч.39, Фидер 6кВ №39 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ARIS MT200 Рег. № 53992-13 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±3,4 ±10,4 |
|
28 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ, яч.40, Фидер 6кВ №40 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±3,4 ±10,4 | |
|
29 |
Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ, яч.42, Фидер 6кВ №42 |
ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-02 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±10,9 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
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 cos ф = 0,8инд, !=0,024ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C 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 в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденного типа. 7. Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 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. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
29 |
|
Нормальные условия: - параметры сети: - напряжение, % от ином |
99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos ф |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: - параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- коэффициент мощности cos ф |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -45 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электроэнергии, оС |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС |
от 0 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - для счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 |
90000 |
|
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
88000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: Счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, год, 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, год, не менее |
5 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- 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 счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН);
- 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 БД:
- изменения значений результатов измерений;
- изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;
- параметрирования;
- факт и величина коррекции времени;
- пропадания питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровня ИВКЭ журналы событий ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспорта-формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-110-1-2 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-35-VI |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-ЭК-35-1 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПК-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
41 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
7 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
24 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
5 |
|
Контроллер многофункциональный |
ARIS MT200 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.1261.05 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 «Комсомольская ТЭЦ-2» (КТЭЦ-1) АО «ДГК», аттестованном ООО «МЦМО», г. Владимир, 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 Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Смотрите также
