• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"

Описание

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК" — техническое средство с номером в госреестре 80059-20 и сроком свидетельства (заводским номером) 776.12. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК" .

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК" .

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
80059-20
НаименованиеСистема автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии СП "Партизанская ГРЭС" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"
Обозначение типа
ПроизводительАкционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номер776.12
НазначениеСистема 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.
ОписаниеАИИС 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 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.
Программное обеспечениеВ 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.dllf851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
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.
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИКНаименование объектаИзмерительные компонентыВид электро-энергииМетрологические характеристики ИК
123456789
Партизанская ГРЭС, Турбогенератор ТГ №1ТШЛ-20-1Кл. т. 0,2SКтт 8000/5Рег. № 21255-08ЗНОЛ.06-10Кл. т. 0,5Ктн 10000/√3:100/√3Рег. № 3344-08 СЭТ-4ТМ.03МКл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14активная реактивная± 0,8 ± 1,8± 1,8 ± 4,0
Партизанская ГРЭС, Турбогенератор ТГ №2ТШЛ-20-1Кл. т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08ЗНОЛ-СВЭЛ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/√3:100/√3 Рег. № 67628-17СЭТ-4ТМ.03МКл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08
Партизанская ГРЭС, Турбогенератор ТГ №3ТЛШ-10Кл. т. 0,5SКтт 4000/5Рег. № 11077-07НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05СЭТ-4ТМ.03МКл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08
Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.15 ввода 220 кВ АТ-1ТВИ-110Кл. т. 0,2S Ктт 750/1Рег. № 30559-11НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2Ктн 110000/√3:100/√3Рег. № 24218-03СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
123456789
Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.16 ввода 220 кВ АТ-2ТВИ-110 Кл. т. 0,2SКтт 600/1Рег. № 30559-05НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/√3:100/√3Рег. № 24218-03СЭТ-4ТМ.03.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14активная реактивная± 0,8 ± 1,5± 3,3 ± 5,9
Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.8, ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС - ХФЗ №1ТВИ-110Кл. т. 0,2SКтт 600/1Рег. № 30559-05НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/√3:100/√3Рег. № 24218-03СЭТ-4ТМ.03.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.6, ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС - ХФЗ №2 ТВИ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 600/1 Рег. № 30559-05НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/√3:100/√3 Рег. № 24218-03СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.12, ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС - Южная ТВИ-110 Кл. т. 0,5SКтт 600/1Рег. № 30559-05НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/√3:100/√3Рег. № 24218-03СЭТ-4ТМ.03М.16Кл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08
Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.10, ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС - Находка/т ТВИ-110 Кл. т. 0,5SКтт 600/1Рег. № 30559-05НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/√3:100/√3Рег. № 24218-03СЭТ-4ТМ.03.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.4, ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС - Екатериновка ТВИ-110 Кл. т. 0,5SКтт 600/1 Рег. № 30559-05НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/√3:100/√3Рег. № 24218-03СЭТ-4ТМ.03.01Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
Партизанская ГРЭС, ОРУ 110 кВ, яч.5, ШСМВ-110 кВ ТВИ-110 Кл. т. 0,2SКтт 600/1Рег. № 30559-05НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/√3:100/√3Рег. № 24218-03СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14активная реактивная± 0,8 ± 1,5± 3,3 ± 5,9
Партизанская ГРЭС, ОРУ 35 кВ, яч.1, ВЛ 35 кВ ПГРЭС - Партизан 1аяSB 0,8Кл. т. 0,5S Ктт 600/5Рег. № 20951-08НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5Ктн 35000/100Рег. № 19813-00СЭТ-4ТМ.03МКл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08
Партизанская ГРЭС, ОРУ 35 кВ, яч.3, ВЛ 35 кВ ПГРЭС - Партизан 2аяSB 0,8 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 20951-08НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
Партизанская ГРЭС, ОРУ 35 кВ, яч.5, ВЛ 35 кВ ПГРЭС - ШтормSB 0,8Кл. т. 0,5SКтт 300/5Рег. № 20951-08НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5Ктн 35000/100Рег. № 19813-00СЭТ-4ТМ.03МКл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08
ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.9, ВЛ 6 кВ ф. Несвоевка ТОЛ-10-IКл. т. 0,5SКтт 100/5 Рег. № 15128-07НАМИ-10-95 УХЛ2Кл. т. 0,5Ктн 6000/100Рег. № 20186-05СЭТ-4ТМ.03МКл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08
ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.7, ВЛ 6кВ ф. Строительство ТОЛ-10-IКл. т. 0,5S Ктт 400/5Рег. № 15128-07НАМИ-10-95 УХЛ2Кл. т. 0,5Ктн 6000/100Рег. № 20186-05СЭТ-4ТМ.03МКл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.4, ВЛ 6 кВ фид.4 ЦРП - НасоснаяТОЛ-10-IКл. т. 0,5SКтт 100/5Рег. № 15128-07НАМИ-10-95 УХЛ2Кл. т. 0,5Ктн 6000/100Рег. № 20186-05СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08
ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.3, ВЛ 6 кВ ф. 4-й участок ТОЛ-10-IКл. т. 0,5SКтт 150/5Рег. № 15128-07 НАМИ-10-95 УХЛ2Кл. т. 0,5Ктн 6000/100Рег. № 20186-05СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14активная реактивная± 1,1 ± 2,6± 2,8 ± 5,3
ЦРП 6 кВ Партизанской ГРЭС, яч.2, ВЛ 6 кВ ЦРП - ПивзаводТОЛ-10-IКл. т. 0,5SКтт 150/5Рег. № 15128-07НАМИ-10-95 УХЛ2Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100Рег. № 20186-05СЭТ-4ТМ.03МКл. т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08
Силовая сборка РЩ 0,4 кВ Насосной питьевой воды, КЛ-0,4 кВ ввод №1 насосная питьевой водыТ-0,66Кл. т. 0,5 Ктт 400/5Рег. № 22656-02-СЭТ-4ТМ.03.09Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
РЩ-0,4 кВ Водоприемник, КЛ-0,4 кВ в сторону Водоприемника (резервное питание)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
РЩ 0,4 кВ Водосброс, КЛ-0,4 кВ в сторону ВодосбросТ-0,66Кл. т. 0,5Ктт 50/5Рег. № 22656-02-СЭТ-4ТМ.03.09Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
ТП 6 кВ Угольное поле, РУ-0,4 кВТ-0,66Кл. т. 0,5 Ктт 600/5Рег. № 22656-02 -СЭТ-4ТМ.03.09Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
КТПН 6 кВ «Компрессорная», РУ-0,4 кВТ-0,66Кл. т. 0,5Ктт 600/5Рег. № 22656-02-СЭТ-4ТМ.03.09Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
Силовой шкаф 0,4 кВ Пожарное депо, КЛ-0,4 кВ резервное питание пожарного депоТ-0,66 М У3Кл. т. 0,5S Ктт 100/5Рег. № 36382-07 -СЭТ-4ТМ.03.08Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14активная реактивная± 0,8 ± 2,2± 3,0 ± 5,5
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.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3. Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных каналов25
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - частота, Гц - коэффициент мощности cos( - температура окружающей среды, оСот 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оСот 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 от 0 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:
- 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 менее140000 90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч2
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, ч100000 24 70000 1
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 менее114 40 45 10 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).
КомплектностьВ 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
НаименованиеОбозначениеКоличество, шт./экз.
Трансформатор токаТШЛ-20-16
Трансформатор токаТЛШ-103
Трансформатор токаТВИ-11024
Трансформатор токаSB 0,89
Трансформатор токаТОЛ-10-I10
Трансформатор токаТ-0,6615
Трансформатор токаТ-0,66 М У33
Трансформатор напряженияЗНОЛ.06-103
Трансформатор напряженияЗНОЛ-СВЭЛ-103
Трансформатор напряженияНАМИ-10-95 УХЛ22
Трансформатор напряженияНАМИ-110 УХЛ16
Трансформатор напряженияНАМИ-35 УХЛ12
Счётчик электрической энергии многофункциональныйСЭТ-4ТМ.03.016
Счётчик электрической энергии многофункциональныйСЭТ-4ТМ.03М.162
Счётчик электрической энергии многофункциональныйСЭТ-4ТМ.03М11
Счётчик электрической энергии многофункциональныйСЭТ-4ТМ.03.095
Счётчик электрической энергии многофункциональныйСЭТ-4ТМ.03.081
Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВЭКОМ-30001
Программное обеспечениеПО «ТЕЛЕСКОП+»1
Методика поверкиМП СМО-2707-20201
Паспорт-ФормулярРЭСС.411711.АИИС.776.12 ПФ1
Поверкаосуществляется по документу МП СМО-2707-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Партизанская ГРЭС» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 05.08.2020 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.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.
Нормативные и технические 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 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
ЗаявительАкционерное 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
Испытательный центрАкционерное 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.