|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ООО "Энергосервис", г.С.-Петербург |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 117 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее по тексту— АИИС КУЭ) предназначена для автоматического измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);
автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
хранение результатов измерений;
передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка электроэнергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее — ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее — ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) — технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее — ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее – ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее – сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее – АРМ).
ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее – ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развёрнуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую память счетчика.
На втором уровне происходит:
настройка параметров ИВК;
сбор данных из памяти счетчиков в БД;
хранение данных в БД;
формирование справочных и отчетных документов;
передача информации смежным субъектам электроэнергетики — участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО);
настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
поддержание точного времени в системе.
ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электроэнергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без неё.
Для поддержания единого времени в АИИС КУЭ используется шкала времени сервера синхронизации времени Метроном-1000 (регистрационный № 56465-14). ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует часы с сервером времени при расхождении более чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счётчиков при сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или (ПО) «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | 1 | 2 | | Идентификационное наименование
ПО «АльфаЦЕНТР» | amrserver.exe
amrc.exe
cdbora2.dll
encryptdll.dll
ac_metrology.dll |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | | Номер версии (идентификационный номер)
ПО «АльфаЦЕНТР» | 4.20.0.0 и выше
4.20.8.1 и выше
4.16.0.0 и выше
2.0.0.0 и выше
12.1.0.0 | | Цифровой идентификатор ac_metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 | | Идентификационное наименование
ПО «Энергосфера» | pso_metr.dll | | Номер версии (идентификационный номер)
ПО «Энергосфера» | 1.1.1.1 | | Цифровой идентификатор pso_metr.dll | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
| Номер и
диспетчерское наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 17.02 | ГРУ-6 кВ,
яч.36,
Генератор 2 | ТПЛ-20,
4000/5;
0,2S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 47958-11 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,2;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,2S;
по реактивной – 0,5;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | Устройства синхронизации частоты и времени
Метроном 1000, Рег. № 56465-14 | | 17.03 | БГТ-3
10 кВ,
Генератор 3 | NXCT-F3,
8000/1;
0,2S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 35899-07 | VEF 12,
10000/√3 / 100/(3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 29712-06; | A1802RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 1 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,2S;
по реактивной – 0,5;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 17.04 | БГТ-4 10 кВ,
Генератор 4 | ТШЛ-20-1,
10000/5;
0,2S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 21255-03 | ЗНОЛ.06-10,
10000/√3/100/√3;
0,2;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 3344-04 | A1802RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,2S;
по реактивной – 0,5;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 | | 17.05 | БГТ-3 Т-3А 110 кВ | GSR,
500/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 25477-08 | OTEF 126,
110000/√3/100/√3;
0,2;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 51393-12 | A1802RAL-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,2S;
по реактивной – 0,5;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | 17.06 | БГТ-3 Т-3Б 110 кВ | GSR,
500/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 25477-08 | OTEF 126,
110000/√3/100/√3;
0,2;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 51393-12 | A1802RAL-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,2S;
по реактивной – 0,5;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | 17.08 | БГТ-4 Т-4А 110 кВ | TВ-110,
600/5;
0,2S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 32123-06 | НАМИ-110,
110000/√3 / 100/(3;
0,2;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,2S;
по реактивной – 0,5;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | 17.09 | БГТ-4 Т-4Б 110 кВ | TВ-110,
600/5;
0,2S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 32123-06 | НАМИ-110,
110000/√3 / 100/(3;
0,2;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,2S;
по реактивной – 0,5;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 17.10 | Т-4А 35 кВ,
Т-4Б 35 кВ
(КЛ 35 кВ
К-416) | GIF 40,5,
2000/5;
0,2S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30368-10 | GEF 40,5,
35000/√3 / 100/(3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 30373-05 | A1802RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,2S;
по реактивной – 0,5;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 | | 17.50 | ТМН Стенда РУСН-6 кВ,
III с., яч. 61,
Ф-л ЛМЗ
ОАО
«Силовые
машины» | ТЛО-10,
100/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 25433-11 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RAL-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | 17.60 | ГРУ-6 кВ,
яч. 34,
ФМН ГВС-2 | ТЛП-10,
600/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | 17.61 | ГРУ-6 кВ,
яч. 15,
ФМН рез. №2 | ТЛП-10,
1500/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | 17.62 | ГРУ-6 кВ,
яч. 6,
ФМН-2 | ТЛП-10,
750/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 17.63 | ГРУ-6 кВ,
яч. 31,
ФМН-3 | ТЛП-10,
1000/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000, Рег. № 56465-14 | | 17.64 | ГРУ-6 кВ,
яч. 4,
ФМН-1 | ТЛП-10,
750/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | 17.65 | ГРУ-6 кВ,
яч. 20,
ФМН рез. №1 | ТЛП-10,
750/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | 17.66 | ГРУ-6 кВ,
яч. 12,
ФМН б/н-1А | ТЛП-10,
750/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | 17.67 | ГРУ-6 кВ,
яч. 39,
ФМН б/н-1В | ТЛП-10,
600/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 17.68 | ГРУ-6 кВ,
яч. 37,
ФМН б/н-2Б | ТЛП-10,
600/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | Устройства синхронизации частоты и времени Метроном 1000,
Рег. № 56465-14 | | 17.69 | ГРУ-6 кВ,
яч. 32,
ФМН б/н-2В | ТЛП-10,
750/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | 17.70 | ГРУ-6 кВ,
яч. 38,
ФМН рез. №3 | ТЛП-10,
1500/5;
0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Рег. № 30709-07 | UGE 3-35,
6000/√3/100/√3;
0,5;
ГОСТ 1983-2001;
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Uном =3х57/100 В;
класс точности:
по активной энергии - 0,5S;
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005;
Рег. № 31857-06 | | Примечание - допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа и эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
| Номера ИК | Вид
электрической
энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности, % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 17.02-17.06, 17.08, 17.09 | Активная | ±0,9 | ±1,1 | | 17.10 | Активная | ±1,1 | ±1,2 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | | 17.50, 17.60-17.70 | Активная | ±1,9 | ±2,3 | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии за период 0,5 ч.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от Iном, cos( = 0,8инд. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 20 | | Нормальные условия:
параметры сети: | | | - напряжение, % от Uном | от 98 до 102 | | - ток, % от Iном | от 1 до 120 | | - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 | | - коэффициент мощности cosϕ | 0,87 | | температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети: | | | - напряжение, % от Uном | от 95 до 105 | | - ток, % от Iном | от 2 до 120 | | - коэффициент мощности | от 0,5инд. до 0,8емк. | | - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 | | температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -30 до +30 | | температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 120000
80000
24 | | Глубина хранения информации
счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 45 | | - при отключении питания, лет, не менее | 10 | | сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 | | Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени, с | ±5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
ИВК – коэффициент готовности не менее Kг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ АИИС = 0,99 – коэффициент готовности;
Т0 ИК(АИИС) = 1141 ч. – среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC – Стандартов;
стойкость к электромагнитным воздействиям;
ремонтопригодность;
программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
функция контроля процесса работы и средства диагностики системы;
резервирование электропитания оборудования системы;
резервирование каналов связи.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
факты 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;
перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
журнал событий ИВК:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок.
Защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
пароля на доступ к счетчику;
ролей пользователей в ИВК.
Возможность коррекции времени в:
электросчетчиках (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | ТПЛ-20 | 3 шт. | | Трансформатор тока | NXCT-F3 | 1 шт. | | Трансформатор тока | ТШЛ-20-1 | 3 шт. | | Трансформатор тока | GSR | 6 шт. | | Трансформатор тока | ТВ-110 | 6 шт. | | Трансформатор тока | GIF 40,5 | 3 шт. | | Трансформатор тока | ТЛО-10 | 3 шт. | | Трансформатор тока | ТЛП-10 | 33 шт. | | Трансформатор напряжения | UGE 3-35 | 39 шт. | | Трансформатор напряжения | VEF 12 | 3 шт. | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 3 шт. | | Трансформатор напряжения | OTEF 126 | 3 шт. | | Трансформатор напряжения | НАМИ-110 | 3 шт. | | Трансформатор напряжения | GEF 40,5 | 3 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 6 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1802RAL-P4GB-DW-4 | 2 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 11 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1805RAL-P4GB-DW-4 | 1 шт. | | Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энергосфера» | 1 шт. | | Инструкция по формированию и ведению базы данных | ЭС-52-08/2017-17.И4 | 1 экз. | | Инструкция по эксплуатации | ЭС-52-08/2017-17.ИЭ | 1 экз. | | Руководство пользователя | ЭС-52-08/2017-17.ИЗ | 1 экз. | | Технологическая инструкция | ЭС-52-08/2017-17.И2 | 1 экз. | | Паспорт | ЭС-52-08/2017-17.ПС | 1 экз. | | Методика измерений | ЭС-62-06/2018-17.МИ | 1 экз. | | В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений |
|
| Поверка | осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки»
Основные средства поверки:
трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217-2003. Трансформаторы тока. Методика поверки;
трансформаторов напряжения (ТН) в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
по МИ 3196-2018 «Методика измерений нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
по МИ 3195-2018 «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
по МИ 3598-20018 «Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
счетчиков типа Альфа А1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- модуль коррекции времени МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);
прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
миллитесламетр универсальный ТП2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);
прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);
прибор для измерения действующих значений силы тока и напряжения вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-05).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выборгской ТЭЦ (ТЭЦ-17) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСЕРВИС»(ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»)
ИНН 7802222000
Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург,7-я Красноармейская ул., д. 18, литер А, пом. 7-Н
Телефон: 8 (812) 368-02-70, 8 (812) 368-02-71
Факс: 8 (812) 368-02-72
Е-mail: office@energoservice.net
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области»
(ФБУ «Тест-С.-Петербург»)
Адрес: 190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1
Телефон: 8 (812) 244-б2-28, 8 (812) 244-12-75
Факс: 8 (812) 244-10-04
E-mail: letter@rustest.spb.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Тест-С.-Петербург» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311484 от 03.02.2016 г.
| |
