66875-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 66875-17
Производитель / заявитель: АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск
Скачать
66875-17: Описание типа СИ Скачать 180.3 КБ
66875-17: Методика поверки МП 206.1-112-2016 Скачать 1 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 66875-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ ХГ-КТЭЦ-1/2016
Производитель / Заявитель

АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск

Поверка

Найдено поверителей 1
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

66875-17: Описание типа СИ Скачать 180.3 КБ
66875-17: Методика поверки МП 206.1-112-2016 Скачать 1 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на выход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.

Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «ФОРМАТ И РЕГЛАМЕНТ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ, СОСТОЯНИЙ СРЕДСТВ И ОБЪЕКТОВ

ИЗМЕРЕНИЙ В АО «АТС», АО «СО ЕЭС» И СМЕЖНЫМ СУБЪЕКТАМ» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов единого календарного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ± 1 мс.

УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

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

f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Канал измерений

Состав измерительного канала

Ктт •Ктн •Ксч

ИВКЭ

Метрологические характеристики

№№ ИК

Диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №)

Обозначение, тип

Заводской номер

Вид энергии

Основная погрешность

ИК (± Л), %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±#), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Турбогенератор ТГ-1

II

Кт = 0,5S

А

ТЛШ-10 У3

5884

36000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 3000/5

В

ТЛШ-10 У3

5879

№ 11077-03

С

ТЛШ-10 У3

5881

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

2697

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-05

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109056187

Ксч =1

№ 27524-04

2

Турбогенератор ТГ-2

II

Кт = 0,5S

А

ТЛШ-10 У3

5883

36000

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 3000/5

В

ТЛШ-10 У3

5880

№ 11077-03

С

ТЛШ-10 У3

5882

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

2716

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-05

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055193

Ксч =1

№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - ПС "К" С-76

II

Кт = 0,5S

А

ТВ-110-1-2 У2

3631

132000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

3,9

Ктт = 600/5

В

ТВ-110-1-2 У2

3575

№ 19720-06

С

ТВ-110-1-2 У2

3535

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-110 УХЛ1

2729; 2686

Ктн = 110000:^3/100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

1266; 2682

№ 24218-08

С

НАМИ-110 УХЛ1

1261; 2709

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М.01

0811090183

Ксч =1

№ 36697-08

4

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - ПС "Привокзальная"

С-75

II

Кт = 0,5 S

А

ТВ-110-1-2 У2

3583

132000

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

3,9

Ктт = 600/5

В

ТВ-110-1-2 У2

3579

№ 19720-06

С

ТВ-110-1-2 У2

3566

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-110 УХЛ1

2686; 2729

Ктн = 110000:^3/100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

2682; 1266

№ 24218-08

С

НАМИ-110 УХЛ1

2709; 1261

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М.01

0804100019

Ксч =1

№ 36697-08

5

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - "Комсомольская ТЭЦ-2" C-83

II

Кт = 0,5 S

А

ТВ-110-1-2 У2

3536

132000

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

3,9

Ктт = 600/5

В

ТВ-110-1-2 У2

3560

№ 19720-06

С

ТВ-110-1-2 У2

3570

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-110 УХЛ1

2686; 2729

Ктн = 110000:^3/100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

2682; 1266

№ 24218-08

С

НАМИ-110 УХЛ1

2709; 1261

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М.01

0804100075

Ксч =1

№ 36697-08

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

6

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - "Комсомольская ТЭЦ-2" C-84

II

Кт = 0,5S

А

ТВ-110-1-2 У2

3542

132000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

3,9

Ктт = 600/5

В

ТВ-110-1-2 У2

3594

№ 19720-06

С

ТВ-110-1-2 У2

3587

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-110 УХЛ1

2729; 2686

Ктн = 110000:^3/100:^3

В

НАМИ-110 УХЛ1

1266; 2682

№ 24218-08

С

НАМИ-110 УХЛ1

1261; 2709

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М.01

0804100012

Ксч =1

№ 36697-08

7

ВЛ-35 кВ "Комсомольская

ТЭЦ-1 - ПС Западная" №2

Т-174

II

Кт = 0,5S

А

ТВ-ЭК-35-1 ХЛ2

2107

о о о

CI

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 600/5

В

ТВ-ЭК-35-1 ХЛ2

2108

№ 39966-10

С

ТВ-ЭК-35-1 ХЛ2

2110

ТН

Кт = 0,5

А

ЗНОМ-35-65 У1

1412688; 1378962

Ктн = 35000:^3/100:^3

В

ЗНОМ-35-65 У1

1412681; 1378963

№ 912-70

С

ЗНОМ-35-65 У1

1412686; 1379030

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055231

Ксч =1

№ 27524-04

8

ВЛ-35 кВ "Комсомольская

ТЭЦ-1 - ПС Западная" №1

Т-163

II

Кт = 0,5S

А

ТВ-35-VI ХЛ2

2187

о о о ci

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 600/5

В

ТВ-35-VI ХЛ2

2189

№ 19720-06

С

ТВ-35-VI ХЛ2

2164

ТН

Кт = 0,5

А

ЗНОМ-35-65 У1

1378962; 1412688

Ктн = 35000:^3/100:^3

В

ЗНОМ-35-65 У1

1378963; 1412681

№ 912-70

С

ЗНОМ-35-65 У1

1379030; 1412686

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0107072206

Ксч =1

№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

9

ВЛ-35 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - ПС Городская" №2 Т-165

II

Кт = 0,5 S

А

ТВ-35-VI ХЛ2

2155

21000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 300/5

В

ТВ-35-VI ХЛ2

2153

№ 19720-06

С

ТВ-35-VI ХЛ2

2585

ТН

Кт = 0,5

А

ЗНОМ-35-65 У1

1378962; 1412688

Ктн = 35000:^3/100:^3

В

ЗНОМ-35-65 У1

1378963; 1412681

№ 912-70

С

ЗНОМ-35-65 У1

1379030; 1412686

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0108052167

Ксч =1

№ 27524-04

10

ВЛ-35 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - ПС Городская" №1 Т-164

II

Кт = 0,5 S

А

ТВ-35-VI ХЛ2

2160

21000

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 300/5

В

ТВ-35-VI ХЛ2

2194

№ 19720-06

С

ТВ-35-VI ХЛ2

2174

ТН

Кт = 0,5

А

ЗНОМ-35-65 У1

1412688; 1378962

Ктн = 35000:^3/100:^3

В

ЗНОМ-35-65 У1

1412681; 1378963

№ 912-70

С

ЗНОМ-35-65 У1

1412686; 1379030

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0107073039

Ксч =1

№ 27524-04

11

ВЛ-35 кВ «Комсомольская ТЭЦ-1 - ПС Таежная" Т-166

II

Кт = 0,5 S

А

ТВ-ЭК-35-1 ХЛ2

2118

о о о ОО

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 400/5

В

ТВ-ЭК-35-1 ХЛ2

2117

№ 39966-10

С

ТВ-ЭК-35-1 ХЛ2

2109

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 № 912-70

А

ЗНОМ-35-65 У1

1378962; 1412688

В

ЗНОМ-35-65 У1

1378963; 1412681

С

ЗНОМ-35-65 У1

1379030; 1412686

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054045

Ксч =1

№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

ВЛ-35 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - ЭТЗ" Т-161

II

Кт = 0,5S

А

ТВ-35-VI ХЛ2

2172

о о о ci

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 600/5

В

ТВ-35-VI ХЛ2

2180

№ 19720-06

С

ТВ-35-VI ХЛ2

2162

ТН

Кт = 0,5

А

ЗНОМ-35-65 У1

1412688; 1378962

Ктн = 35000:^3/100:^3

В

ЗНОМ-35-65 У1

1412681; 1378963

№ 912-70

С

ЗНОМ-35-65 У1

1412686; 1379030

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055207

Ксч =1

№ 27524-04

13

ГРУ-6 кВ Фидер №7

II

Кт = 0,5S

А

ТПК-10 У3

00047

12000

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 1000/5

В

ТПК-10 У3

00348

№ 22944-07

С

ТПК-10 У3

00349

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95

УХЛ2

327

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0107072203

Ксч =1

№ 27524-04

14

ГРУ-6 кВ Фидер №9

II

Кт = 0,2S

А

ТПОЛ-10 У3

8584

7200

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,7

3,8

Ктт = 600/5

В

ТПОЛ-10 У3

8589

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

8593

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95

УХЛ2

1496; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054143

Ксч =1

№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

15

ГРУ-6 кВ Фидер №15

II

Кт = 0,5 S

А

ТПОЛ-10 У3

10120

о о 00

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 400/5

В

-

-

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

10123

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

1496; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0103066156

Ксч =1

№ 27524-04

16

ГРУ-6 кВ Фидер №17

II

Кт = 0,5 S

А

ТПОЛ-10 У3

10904

3600

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 300/5

В

-

-

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

10903

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

1496; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0107081747

Ксч =1

№ 27524-04

17

ГРУ-6 кВ Фидер №2

II

Кт = 0,2S

А

ТПОЛ-10 У3

8667

7200

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,7

3,8

Ктт = 600/5

В

ТПОЛ-10 У3

8668

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

8379

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

1526; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0108052146

Ксч =1

№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

18

ГРУ-6 кВ Фидер №6

II

Кт = 0,5 S

А

ТПОЛ-10 У3

9542

7200

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 600/5

В

-

-

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

9588

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

1526; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054115

Ксч =1

№ 27524-04

19

ГРУ-6 кВ Фидер №10

II

Кт = 0,2S

А

ТПОЛ-10 У3

8380

7200

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,7

3,8

Ктт = 600/5

В

ТПОЛ-10 У3

8381

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

8382

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

1526; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054222

Ксч =1

№ 27524-04

20

ГРУ-6 кВ Фидер №12

II

Кт = 0,2S

А

ТПОЛ-10 У3

8586

7200

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,7

3,8

Ктт = 600/5

В

ТПОЛ-10 У3

8587

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

8588

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

1526; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0107072175

Ксч =1

№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

21

ГРУ-6 кВ Фидер № 14

II

Кт = 0,2S

А

ТПОЛ-10 У3

8709

0096

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,7

3,4

Ктт = 800/5

В

ТПОЛ-10 У3

8711

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

8931

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

1526; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М.01

0804100042

Ксч =1

№ 36697-08

22

ГРУ-6 кВ Фидер №16

II

Кт = 0,5S

А

ТПОЛ-10 У3

10645

3600

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 300/5

В

-

-

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

10649

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

1526; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054234

Ксч =1

№ 27524-04

23

ГРУ-6 кВ Фидер №18

II

Кт = 0,2S

А

ТПОЛ-10 У3

8712

12000

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,7

3,8

Ктт = 1000/5

В

ТПОЛ-10 У3

8713

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

8715

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

1526; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0107078078

Ксч =1

№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

24

ГРУ-6 кВ Фидер №31

II

Кт = 0,2S

А

ТПОЛ-10 У3

8932

12000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,7

3,8

Ктт = 1000/5

В

ТПОЛ-10 У3

8933

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

8934

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

9170; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-05; 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109056061

Ксч =1

№ 27524-04

25

ГРУ-6 кВ Фидер №33

II

Кт = 0,5S

А

ТПОЛ-10 У3

9576

7200

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 600/5

В

-

-

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

9574

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

9170; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-05; 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0108052179

Ксч =1

№ 27524-04

26

ГРУ-6 кВ Фидер №35

II

Кт = 0,5S

А

ТПОЛ-10 У3

9531

7200

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 600/5

В

-

-

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

9701

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

9170; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-05; 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055048

Ксч =1

№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

27

ГРУ-6 кВ Фидер №37

II

Кт = 0,5S

А

ТПК-10 У3

00351

18000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 1500/5

В

ТПК-10 У3

00350

№ 22944-07

С

ТПК-10 У3

00352

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

325

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054198

Ксч =1

№ 27524-04

28

ГРУ-6 кВ Фидер №39

II

Кт = 0,2S

А

ТПОЛ-10 У3

8720

12000

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,7

3,8

Ктт = 1000/5

В

ТПОЛ-10 У3

8766

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

8768

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

9170; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-05; 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109056032

Ксч =1

№ 27524-04

29

ГРУ-6 кВ Фидер №40

II

Кт = 0,2S

А

ТПОЛ-10 У3

8716

12000

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,7

3,8

Ктт = 1000/5

В

ТПОЛ-10 У3

8717

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

8718

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

9170; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-05; 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0107081818

Ксч =1

№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

30

ГРУ-6 кВ Фидер №42

II

Кт = 0,5S

А

ТПОЛ-10 У3

10071

12000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-

RZA2

Зав. № 11150247

Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Ктт = 1000/5

В

-

-

№ 1261-08

С

ТПОЛ-10 У3

10068

ТН

Кт = 0,5

А

НАМИ-10-95 УХЛ2

9170; 1522

Ктн = 6000/100

В

№ 20186-05; 20186-00

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055133

Ксч =1

№ 27524-04

Примечания

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)^1ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.

4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности cos9

0,87

температура окружающей среды °C:

- для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005

от +21 до +25

ГОСТ 26035-83

от +18 до +22

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.

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

- для ТТ и ТН

от -45 до +40

- для счетчиков

от -40 до +60

- для УСПД

от 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

1

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

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не более

35

ИВКЭ:

- суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не менее

35

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- попытка несанкционированного доступа;

- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- ИВК.

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей;

- ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия

Количество, шт./экз.

Трансформаторы тока ТЛШ-10 У3

6

Трансформаторы тока ТВ

24

Трансформаторы тока ТВ-ЭК-35-1 ХЛ2

6

Трансформаторы тока ТПК-10 У3

6

Трансформаторы тока ТПОЛ-10 У3

41

Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2

6

Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65 У1

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М

5

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03

25

Контроллеры многофункциональные ARIS MT200

1

Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+

1

Методика поверки МП 206.1-112-2016

1

Паспорт - Формуляр РЭП.411711.ХГ-КТЭЦ-1.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-112-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.11.2016 года.

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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;

- по МИ 3195-2009 Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- по МИ 3196-2009 Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03   - в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.124 РЭ1, приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

- для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314), Рег. № 22129-09.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

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

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Майская ГРЭС» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированно...
Системы высоковольтные измерительные ВОЛНА-СВИ53В (далее по тексту - системы) предназначены для генерирования высокого напряжения переменного тока синусоидальной формы номинальной частотой 50 Гц, а также для измерений среднеквадратических значений на...
66879-17
ПТК "РЕГУЛ" Каналы измерительные
ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
Каналы измерительные ПТК «РЕГУЛ» (далее - ИК ПТК «Регул») предназначены для преобразования выходных сигналов от не входящих в состав ИК первичных измерительных преобразователей в виде силы и напряжения постоянного тока, частоты, электрического сопрот...
Система управления автоматизированная технологическими процессами «АСУ ТП ОИ4 КВУ-120-2005.7000.00 № 02» (далее - АСУ ТП № 02) предназначена для измерений напряжения и силы постоянного и переменного тока, регистрации и отображения результатов измерен...