Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК" , ГРСИ 80059-20
Номер госреестра:
80059-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"
Обозначение типа:
Производитель:
Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
776.12
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение № 16
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «15» декабря 2020 г. № 2120
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала
«Приморская генерация» АО «ДГК»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО
«ДГК» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной
электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,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,отвечающейтребованиюповышеннойзащищенностиотпотери
информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных
организаций –
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера
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-
передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристикиизмерительных
компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по
тексту – ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000
(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.
3
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 припередачеявляется кодирование данных,обеспечиваемое программными
средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+».
не ниже 1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПО:
- сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll
- АРМ Энергетика ASCUE_MZ4.dll
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c
cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
MD5
Значение
ТЕЛЕСКОП+
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Алгоритмвычисленияцифрового
идентификатора ПО
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.
4
Метрологические и 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
Измерительные компоненты
Основ-
ная
погреш-
ность, %
1
Партизанская ГРЭС,
Турбогенератор ТГ №1
ТШЛ-20-1
Кл. т. 0,2S
Ктт 8000/5
Рег. № 21255-08
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-08
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
ЭКОМ-3000
Рег. № 17049-14
2
Партизанская ГРЭС,
Турбогенератор ТГ №2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
3
Партизанская ГРЭС,
Турбогенератор ТГ №3
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
4
Партизанская ГРЭС,
ОРУ 110 кВ, яч.15
ввода 220 кВ АТ-1
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Метрологические
характеристики ИК
Наименование объекта
ТТ
ТНСчётчик
Вид
электро-
УСПДэнергии
123
45
67
8
Погреш-
ность в
рабочих
усло-
виях, %
9
активная± 0,8± 1,8
реактивная± 1,8± 4,0
активная± 0,6± 1,7
реактивная± 1,3± 3,9
активная± 1,1± 2,8
реактивная± 2,6± 5,3
ТШЛ-20-1
Кл. т. 0,2S
Ктт 8000/5
Рег. № 21255-08
ТЛШ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 4000/5
Рег. № 11077-07
ТВИ-110
Кл. т. 0,2S
Ктт 750/1
Рег. № 30559-11
ЗНОЛ-СВЭЛ-10
Кл. т. 0,2
Ктн 10000/√3:100/√3
Рег. № 67628-17
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3:100/√3
Рег. № 24218-03
активная± 0,8± 3,3
реактивная± 1,5± 5,9
5
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ЭКОМ-3000
Рег. № 17049-14
ТВИ-110
Кл. т. 0,2S
Ктт 600/1
Рег. № 30559-05
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3:100/√3
Рег. № 24218-03
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТВИ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/1
Рег. № 30559-05
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3:100/√3
Рег. № 24218-03
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
ТВИ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/1
Рег. № 30559-05
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3:100/√3
Рег. № 24218-03
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
ТВИ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/1
Рег. № 30559-05
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3:100/√3
Рег. № 24218-03
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТВИ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/1
Рег. № 30559-05
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3:100/√3
Рег. № 24218-03
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
12
5
6
789
Партизанская ГРЭС,
5ОРУ 110 кВ, яч.16
ввода 220 кВ АТ-2
3
ТВИ-110
Кл. т. 0,2S
Ктт 600/1
Рег. № 30559-05
4
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3:100/√3
Рег. № 24218-03
активная± 0,8± 3,3
реактивная± 1,5± 5,9
активная± 0,8± 3,3
реактивная± 1,5± 5,9
активная± 0,9± 2,7
реактивная± 2,3± 5,2
активная± 0,9± 2,7
реактивная± 2,3± 5,2
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
Партизанская ГРЭС,
ОРУ 110 кВ, яч.8,
6ВЛ 110 кВ
Партизанская ГРЭС
- ХФЗ №1
Партизанская ГРЭС,
ОРУ 110 кВ, яч.6,
7ВЛ 110 кВ
Партизанская ГРЭС
- ХФЗ №2
Партизанская ГРЭС,
ОРУ 110 кВ, яч.12,
8ВЛ 110 кВ
Партизанская ГРЭС
- Южная
Партизанская ГРЭС,
ОРУ 110 кВ, яч.10,
9ВЛ 110 кВ
Партизанская ГРЭС
- Находка/т
Партизанская ГРЭС,
ОРУ 110 кВ, яч.4,
10ВЛ 110 кВ
Партизанская ГРЭС
- Екатериновка
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
6
11
Партизанская ГРЭС,
ОРУ 110 кВ, яч.5,
ШСМВ-110 кВ
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ЭКОМ-3000
Рег. № 17049-14
12
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
13
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
14
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
15
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
16
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
17
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
18
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
ЭКОМ-3000
Рег. № 17049-14
Продолжение таблицы 2
1
2
5
6
789
активная± 0,8± 3,3
реактивная± 1,5± 5,9
активная± 1,1± 2,8
реактивная± 2,6± 5,3
активная± 1,1± 2,8
реактивная± 2,6± 5,3
активная± 1,1± 2,8
реактивная± 2,6± 5,3
активная± 1,1± 2,8
реактивная± 2,6± 5,3
активная± 1,1± 2,8
реактивная± 2,6± 5,3
активная± 1,1± 2,8
реактивная± 2,6± 5,3
Партизанская ГРЭС,
ОРУ 35 кВ, яч.1, ВЛ
35 кВ ПГРЭС -
Партизан 1ая
Партизанская ГРЭС,
ОРУ 35 кВ, яч.3, ВЛ
35 кВ ПГРЭС -
Партизан 2ая
Партизанская ГРЭС,
ОРУ 35 кВ, яч.5, ВЛ
35 кВ ПГРЭС -
Шторм
ЦРП 6 кВ
Партизанской ГРЭС,
яч.9, ВЛ 6 кВ ф.
Несвоевка
ЦРП 6 кВ
Партизанской ГРЭС,
яч.7, ВЛ 6кВ ф.
Строительство
ЦРП 6 кВ
Партизанской ГРЭС,
яч.4, ВЛ 6 кВ фид.4
ЦРП - Насосная
ЦРП 6 кВ
Партизанской ГРЭС,
яч.3, ВЛ 6 кВ ф. 4-й
участок
3
ТВИ-110
Кл. т. 0,2S
Ктт 600/1
Рег. № 30559-05
SB 0,8
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 20951-08
SB 0,8
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 20951-08
SB 0,8
Кл. т. 0,5S
Ктт 300/5
Рег. № 20951-08
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 15128-07
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
Ктт 400/5
Рег. № 15128-07
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 15128-07
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 15128-07
4
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3:100/√3
Рег. № 24218-03
НАМИ-35 УХЛ1
Кл. т. 0,5
Ктн 35000/100
Рег. № 19813-00
НАМИ-35 УХЛ1
Кл. т. 0,5
Ктн 35000/100
Рег. № 19813-00
НАМИ-35 УХЛ1
Кл. т. 0,5
Ктн 35000/100
Рег. № 19813-00
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
активная± 1,1± 2,8
реактивная± 2,6± 5,3
7
19
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
20
Т-0,66
Кл. т. 0,5
Ктт 400/5
Рег. № 22656-02
-
СЭТ-4ТМ.03.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
21
Т-0,66
Кл. т. 0,5
Ктт 50/5
Рег. № 22656-02
-
СЭТ-4ТМ.03.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
22
-
СЭТ-4ТМ.03.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
23
ТП 6 кВ Угольное
поле, РУ-0,4 кВ
-
СЭТ-4ТМ.03.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
24
КТПН 6 кВ
«Компрессорная»,
РУ-0,4 кВ
-
СЭТ-4ТМ.03.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
25
Т-0,66 М У3
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 36382-07
-
СЭТ-4ТМ.03.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
ЭКОМ-3000
Рег. № 17049-14
Продолжение таблицы 2
1
5
6
789
3
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 15128-07
4
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
активная± 1,1± 2,8
реактивная± 2,6± 5,3
активная± 1,0± 4,1
реактивная± 2,4± 7,1
активная± 1,0± 4,1
реактивная± 2,4± 7,1
2
ЦРП 6 кВ
Партизанской ГРЭС,
яч.2, ВЛ 6 кВ ЦРП -
Пивзавод
Силовая сборка РЩ
0,4 кВ Насосной
питьевой воды, КЛ-
0,4 кВ ввод №1
насосная питьевой
воды
РЩ-0,4 кВ
Водоприемник, КЛ-
0,4 кВ в сторону
Водоприемника
(резервное питание)
РЩ 0,4 кВ
Водосброс, КЛ-0,4
кВ в сторону
Водосброс
активная± 1,0± 4,1
реактивная± 2,4± 7,1
активная± 1,0± 4,1
реактивная± 2,4± 7,1
Т-0,66
Кл. т. 0,5
Ктт 50/5
Рег. № 22656-02
Т-0,66
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 22656-02
Т-0,66
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 22656-02
активная± 1,0± 4,1
реактивная± 2,4± 7,1
Силовой шкаф 0,4
кВ Пожарное депо,
КЛ-0,4 кВ резервное
питание пожарного
депо
активная± 0,8± 3,0
реактивная± 2,2± 5,5
8
Продолжение таблицы 2
123456789
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 cos
= 0,8 инд I=0,02(0,05)·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения
счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 25 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.
9
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 47,5 до 52,5
от -60 до +40
от -40 до +60
от +10 до +30
140000
90000
2
100000
24
114
40
45
10
3,5
Значение
25
от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
от 0 до +40
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
- температура окружающей среды,
о
С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
УСПД,
о
С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
70000
1
- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ-
4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 (Рег. № 36697-08), ч, не менее
- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ-
4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, СЭТ-4ТМ.03.08 (Рег. № 27524-04), ч,
не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сут., не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации
состояний средств измерений, лет, не менее
10
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 ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
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;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
11
– 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
«Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и
на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
СЭТ-4ТМ.03.01
6
СЭТ-4ТМ.03М.16
2
СЭТ-4ТМ.03М
11
СЭТ-4ТМ.03.09
5
СЭТ-4ТМ.03.08
1
ЭКОМ-3000
1
Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ
Обозначение
ТШЛ-20-1
ТЛШ-10
ТВИ-110
SB 0,8
ТОЛ-10-I
Т-0,66
Т-0,66 М У3
ЗНОЛ.06-10
ЗНОЛ-СВЭЛ-10
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИ-110 УХЛ1
НАМИ-35 УХЛ1
Количество, шт./экз.
6
3
24
9
10
15
3
3
3
2
6
2
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройствосбораипередачи
данных со встроенным УСВ
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
ПО «ТЕЛЕСКОП+»
МП СМО-2707-2020
РЭСС.411711.АИИС.776.12 ПФ
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-2707-2020 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП
«ПартизанскаяГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК». Методика поверки»,
утвержденному АО «РЭС Групп» 05.08.2020 г.
12
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения– всоответствиис ГОСТ 8.216-2011 ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 (Рег. № 36697-08) – по документу
ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ
«Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, СЭТ-4ТМ.03.08 (Рег. № 27524-04) – по
документу ИЛГШ.411152.124РЭ1 «Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ
СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- УСПД ЭКОM-3000 (Рег. № 17049-14) – по документу ПБКМ.421459.007 МП
«Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с
ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 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-Д», 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 методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская
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 «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Акционерное общество «Дальневосточная генерирующая компания» (АО «ДГК»)
ИНН 1434031363
Адрес: 680000, г. Хабаровск, ул. Фрунзе, 49
Телефон: +7 (4212) 30-49-14
Факс: +7 (4212) 26-43-87
Web-сайт: www.dvgk.ru
E-mail: dgk@dvgk.rao-esv.ru
13
Заявитель
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
Испытательный центр
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
Аттестат об аккредитации АО «РЭС Групп» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312736 от 17.07.2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 48718-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Московской области №5 (ГТП в/ч 83466, в/ч 73527, в/ч 68010, ФГУ "2 ЭК КЭУ г.Москвы") | Нет данных | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 69948-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Приморского края | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 79299-20 | Система измерений количества и показателей качества нефти Самбургского месторождения | ООО НПП "ГКС", г.Казань | 1 год | Перейти | |
| 58043-14 | Система измерительная формирования сигналов аварийной защиты по технологическим параметрам энергоблока №2 Смоленской АЭС (АЗРТ) | Нет данных | Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Смоленская атомная станция", г.Десногорск | 2 года | Перейти |
| 80506-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Сокол | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений