Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" АО "ДГК". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" АО "ДГК"

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».

Развернуть полное описание