Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
- АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск
-
Скачать
79966-20: Методика поверки МП СМО-1606-2020Скачать903.0 Кб
79966-20: Описание типа СИСкачать384.8 Кб
- 15.05.24
- 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