Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" 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 "Хабаровская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных 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.

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

f8 51 b28a924da7cde6a5 7eb2ba15af0c 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.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ем

о

оН

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Хабаровская ТЭЦ-3, ТГ №1 (15,75кВ)

ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08

ЗН0Л.06-15 Кл. т. 0,2 Ктн 15750/V3/100/V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 0,8 ± 1,5

± 3,3 ± 5,9

2

Хабаровская ТЭЦ-3, ТГ №2 (15,75кВ)

ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08

ЗН0Л.06-15 Кл. т. 0,2 Ктн 15750/V3/100/V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 0,8 ± 1,5

± 3,3 ± 5,9

3

Хабаровская ТЭЦ-3, ТГ №3 (15,75кВ)

ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08

ЗН0Л.06-15 Кл. т. 0,2 Ктн 15750/V3/100/V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

± 0,8 ± 1,5

± 3,3 ± 5,9

4

Хабаровская ТЭЦ-3, ТГ №4 (15,75кВ)

GSR Кл.т. 0,2 Ктт 10000/5 Рег. № 25477-08

EPR20Z Кл. т. 0,5 Ктн 15750/V3/100/V3 Рег. № 30369-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0 ± 2,0

± 3,3 ± 6,0

5

ПС 110кВ Водозабор (БНС), РУ-6 кВ, яч.5

ТП0Л-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,2 ± 2,8

± 4,1 ± 7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ПС 110кВ Водозабор (БНС), РУ-6 кВ, яч.9

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

± 1,2 ± 2,8

± 4,1 ± 7,1

7

ПС 35кВ НОВ, РУ-6 кВ, яч.3

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 7069-07

ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,2 ± 2,8

± 4,1 ± 7,1

8

ПС 35кВ НОВ, РУ-6 кВ, яч.13

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 7069-07

ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,2 ± 2,8

± 4,1 ± 7,1

9

ПС 35кВ ПНС, РУ-6 кВ, яч.2

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 7069-07

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,2 ± 2,8

± 4,1 ± 7,1

10

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №7, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС: Березовка -КПУ - СМР - РЦ №1 (С-17)

ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0 ± 2,5

± 4,0 ± 6,8

11

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №9, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС:

Племрепродуктор -Водозабор №1 (С-43)

ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0 ± 2,5

± 4,0 ± 6,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №3, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС ГВФ (С-45)

ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

± 1,0 ± 2,5

± 4,0 ± 6,8

13

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №1, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС РЦ №3

ТВГ-110 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 22440-07

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 0,6 ± 1,3

± 1,7 ± 3,9

14

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №5, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС: Березовка -КПУ - СМР - РЦ №2 (С-18)

ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0 ± 2,5

± 4,0 ± 6,8

15

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №11, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС

Племрепродуктор -Водозабор №2 (С-44)

ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0 ± 2,5

± 4,0 ± 6,8

16

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч.№12, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хабаровский НПЗ

ТВГ-110 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 22440-07

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 0,6 ± 1,3

± 1,7 ± 3,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

17

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №4, ОМВ-110 кВ

ТВ-110 Кл.т. 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 46101-10

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

± 0,8 ± 1,5

± 3,3 ± 5,9

18

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №7, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - РЦ (Л-221)

ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10

НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 0,6 ± 1,3

± 1,7 ± 3,9

19

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №2, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 I цепь с отпайкой на ПС Князе-Волконка (Л-223)

ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 0,8 ± 1,5

± 3,3 ± 5,9

20

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №14, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 III цепь (Л-225)

CA 245 Кл.т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 23747-02

НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 0,6 ± 1,3

± 1,7 ± 3,9

21

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №9, КВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Амур (Л-222)

ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 0,8 ± 1,5

± 3,3 ± 5,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

22

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №4, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 II цепь с отпайкой на ПС НПС-34 (Л-224)

ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

± 0,8 ± 1,5

± 3,3 ± 5,9

23

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №13, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 IV цепь с отпайкой на ПС НПС-34 (Л-226)

CA 245 Кл.т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 23747-02

НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

± 0,6 ± 1,3

± 1,7 ± 3,9

24

Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №6, ОМВ-220 кВ

ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10

НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 0,8 ± 1,5

± 3,3 ± 5,9

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 соБф = 0,8 инд 1=0,02(0,05)Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 24 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 в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

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

7    Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

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 приведены в таблице 3. Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК_

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

24

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности СОБф

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(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 47,5 до 52,5

- 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:

для электросчетчика СЭТ -4ТМ.03.01 (рег. № 27524-04)

90 000

для электросчетчика СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.02 (рег.

140 000

№ 36697-08)

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

88 000

- 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

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств

3,5

измерений, лет, не менее

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 СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./Экз.

Трансформатор тока

ТШЛ-20-1

9

Трансформатор тока

GSR

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

6

Трансформатор тока

ТОЛ-10

9

Трансформатор тока

ТВ-110

18

Трансформатор тока

ТВГ-110

6

Трансформатор тока

ТВ-220

15

Трансформатор тока

CA 245

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-15

9

Трансформатор напряжения

EPR20Z

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6У3

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-110

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-220

6

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03.01

19

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.02М.02

2

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03М

3

Устройство сбора и передачи данных со встроенным У СВ

ARIS MT200

1

Программное обеспечение

ПО «ТЕЛЕСКОП+»

1

Методика поверки

МП СМО-2206-2020

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.776.09 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-2206-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 30.06.2020 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    УСПД ARIS MT200 - по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;

-    прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;

-    миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;

-    термогигрометр «Ива-6H^», Рег. № 46434-11;

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 257-49.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»

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