Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Амурская ТЭЦ-1" 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 СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее по тексту - 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 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.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ем

о

Я

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

Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №1

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

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,8

±5,3

2

Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №2

ТШВ 15 Кл.т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5719-08

Н0Л.08-6УТ2 Кл. т 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3345-04

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

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±3,3

±6,0

3

Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №3

ТШЛ 20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-03

Н0Л.08-6УТ2 Кл. т 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3345-04

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

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±3,4

±6,0

4

Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №4

ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08

Н0Л.08-6УТ2 Кл. т 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3345-04

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

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±3,4

±6,0

5

Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №5

ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08

ЗН0Л.06-10 Кл.т 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±3,4

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.11, ВЛ-110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Эльбан №1 (С-87)

ТВ-110-[-2 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:V3/100:V3 Рег. № 24218-08

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

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

7

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.8, ВЛ-110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Падали-Эльбан №2 (С-88)

ТВ-110-1-2 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:V3/100:V3 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

8

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.15, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Амурмаш-ЛДК №1 (С-89)

ТВ-110-1-2 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:V3/100:V3 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

9

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.13, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Амурмаш-ЛДК №2 (С-90)

ТВ-110-1-2 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:V3/100:V3 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

10

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.2, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Хурба (С-72)

ТВ-110-1-2 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:V3/100:V3 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

11

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч. 1, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Комсомольская (С-

71)

ТВ-110-1-2 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:V3/100:V3 Рег. № 24218-08

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.10, ОМВ-110кВ

ТВ-110-[-2 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:V3/100:V3 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

13

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 1 секция-35кВ, яч.3, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 -Центральная №1 (Т-2)

GDS 40,5 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 30370-05

ЗНОЛ-35Ш Кл. т 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 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

14

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.10, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 -Центральная №2 (Т-4)

GDS 40,5 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 30370-05

ЗНОЛ-35 Кл. т 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

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

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

15

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 1 секция-35кВ, яч.2, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 - КТПН -Городская №1 (Т-1)

GDS 40,5 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 30370-05

ЗНОЛ-35Ш

Кл. т 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 21257-06

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

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

16

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.9, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 -КТПН -Городская №2 (Т-3)

GDS 40,5 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 30370-05

ЗНОЛ-35 Кл. т 0,5 Ктн 35000: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

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

17

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 1 секция-35кВ, яч.1, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1-АГМК №1 (Т-5)

ТПЛ-35 Кл.т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 21253-06

ЗНОЛ-35Ш Кл. т 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 21257-06

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

18

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.11, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1-АГМК №2 (Т-6)

ТПЛ-35 Кл.т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 21253-06

ЗНОЛ-35 Кл. т 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

19

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-

ТП0Л-10 Кл.т. 0,5S

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5

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

активная

±1,2

±4,0

6кВ, яч.1, Фидер 1А

Ктт 800/5 Рег. № 1261-08

Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

реактивная

±2,8

±6,9

20

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. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

21

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-

ТП0Л-10 Кл.т. 0,5S

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5

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

активная

±1,2

±4,0

6кВ, яч.2, Фидер 2В

Ктт 600/5 Рег. № 1261-08

Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

реактивная

±2,8

±6,9

22

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.6, Фидер 6А

ТП0Л-СВЭЛ-10 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 MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

23

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.6, Фидер 6В

ТПОЛ-10 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

24

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. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

25

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.27, Фидер 27А

ТПОЛ-10 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.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

26

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 3 секция-6кВ, яч.28, Фидер 28

ТПОЛ-СВЭЛ-10 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

27

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.37, Фидер 37

ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 1261-02

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

28

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 3 секция-6кВ, яч.48, Фидер 48А

ТОЛ-Ю-И

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

29

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 3 секция-6кВ, яч.48, Фидер 48Б

ТОЛ-104-2 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

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

30

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

31

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 4 секция-6кВ, яч.66, Фидер 66Б

ТОЛ-10-1-2 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

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 для соБф = 0,8 инд, 1=0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 31 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 БД 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.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

31

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- 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 +3 0

- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС

от 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ -4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.01, ч, не менее

90000

- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ -4ТМ.03М.01, ч, не менее

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 Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее УСПД:

40

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

45

месяц по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

-    коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

-    формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

-    отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

-    перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

-    журнал УСПД:

-    ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

-    попыток несанкционированного доступа;

-    связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;

-    перезапусков ИВКЭ;

-    фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

-    результатов самодиагностики;

-    отключения питания.

-    журнал сервера:

-    изменение значений результатов измерений;

-    изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

-    факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

-    пропадание питания;

-    замена счетчика;

-    полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

электросчетчика;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ СП «Амурская ТЭЦ-1» 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

ТЛШ-10

3

Трансформатор тока

ТШВ 15

3

Трансформатор тока

ТШЛ 20-1

3

Трансформатор тока

ТШЛ-20-1

6

Трансформатор тока

ТВ-1104-2

21

Трансформатор тока

GDS 40,5

8

Трансформатор тока

ТПЛ-35

6

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

8

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТОЛ-Ю4-2

6

Трансформатор тока

ТЛО-10

2

Трансформатор тока

ТПОЛ 10

4

Трансформатор тока

ТПОЛ-СВЭЛ-10

4

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

6

Трансформатор напряжения

НОЛ.08-6УТ2

9

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-35Ш

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-35

3

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03

3

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03.01

23

Счётчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

5

Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВ

ARIS MT200

1

Программное обеспечение

ПО «ТЕЛЕСКОП+»

1

Методика поверки

МП СМО-1606-2020

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711 .АИИС.776.08 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-1606-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 26.06.2020 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, СЭТ-4ТМ.03.01 (Рег. № 27524-04) - по документу ИЛГШ.411152.124РЭ1 «Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (Рег. № 36697-08) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации, Часть 2. Методика поверки», согласована руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г;

-    УСПД ARIS MT200 (Рег. № 53992-13) - 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. № 25749.

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 «Амурская ТЭЦ-1» 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 «Амурская ТЭЦ-1» 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