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

Номер в ГРСИ РФ:	66877-17
Производитель / заявитель:	АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск

Скачать

	66877-17: Описание типа СИ	Скачать	183.3 КБ
	66877-17: Методика поверки МП 206.1-109-2016	Скачать	1 MБ

Нет данных о поставщике

Являетесь поставщиком? Разместите свои контакты в этом блоке! Подробнее в разделе Реклама

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" поверка на: www.ktopoverit.ru

Онлайн-сервис метрологических услуг

ЗАКАЗАТЬ ПОВЕРКУ

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 автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру	66877-17
Наименование	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
Срок свидетельства (Или заводской номер)	зав.№ ХГ-АТЭЦ-1/2016

Производитель / Заявитель

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

Поверка

Зарегистрировано поверок	1
Найдено поверителей	1
Успешных поверок (СИ пригодно)	1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно)	0 (0%)
Актуальность информации	17.11.2024

Поверители

Скачать

	66877-17: Описание типа СИ	Скачать	183.3 КБ
	66877-17: Методика поверки МП 206.1-109-2016	Скачать	1 MБ

Описание типа

Назначение Описание Программное обеспечение Технические характеристики Знак утверждения типа Комплектность Поверка Нормативные документы

Назначение

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	5821	о о о ОО	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,1 ± 2,3	± 4,8 ± 2,8
			Ктт = 4000/5	В	ТЛШ-10 У3	5822
			№ 11077-03	С	ТЛШ-10 У3	5820
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2839
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5	СЭТ-4ТМ.03		0107070229
			Ксч = 1
			№ 27524-04
2	Турбогенератор ТГ №2	II	Кт =0,2	А	ТШВ 15 У3	23	о о о о О'		Активная Реактивная	± 1,0 ± 1,8	± 2,9 ± 2,6
			Ктт = 8000/5	В	ТШВ 15 У3	25
			№ 5719-08	С	ТШВ 15 У3	26
		ТН	Кт = 0,5	А	НОЛ.08-6 УТ2	565
			Ктн = 6000/100	В	НОЛ.08-6 УТ2	571
			№ 3345-04	С	НОЛ.08-6 УТ2	566
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0103063023
			Ксч = 1
			№ 27524-04

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
3	Турбогенератор ТГ №3	II	Кт =0,2S	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2	231	о о о о О'	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,0 ± 1,8	± 2,7 ± 3,8
			Ктт = 8000/5	В	ТШЛ-20-1 УХЛ2	232
			№ 21255-03	С	ТШЛ-20-1 УХЛ2	234
		ТН	Кт = 0,5	А	НОЛ.08-6 УТ2	567
			Ктн = 6000/100	В	НОЛ.08-6 УТ2	563
			№ 3345-04	С	НОЛ.08-6 УТ2	570
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0108050117
			Ксч = 1
			№ 27524-04
4	Турбогенератор ТГ №4	II	Кт =0,2S	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2	200	о о о о О'		Активная Реактивная	± 1,0 ± 1,8	± 2,7 ± 3,8
			Ктт = 8000/5	В	ТШЛ-20-1 УХЛ2	195
			№ 21255-08	С	ТШЛ-20-1 УХЛ2	193
		ТН	Кт = 0,5	А	НОЛ.08-6 УТ2	564
			Ктн = 6000/100	В	НОЛ.08-6 УТ2	561
			№ 3345-04	С	НОЛ.08-6 УТ2	569
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0103068021
			Ксч = 1
			№ 27524-04
5	Турбогенератор ТГ №5	II	Кт =0,2S	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2	201	160000		Активная Реактивная	± 1,0 ± 1,8	± 2,7 ± 3,4
			Ктт = 8000/5	В	ТШЛ-20-1 УХЛ2	202
			№ 21255-08	С	ТШЛ-20-1 УХЛ2	207
		ТН	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ.06-10 У3	1008139
			Ктн = 10000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ.06-10 У3	1008105
			№ 46738-11	С	ЗНОЛ.06-10 У3	1008140
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03М.01		0807140331
			Ксч = 1
			№ 36697-08

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
6	ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Эльбан» №1 С-87	II	Кт = 0,5S	А	ТВ-110-1-2 У2	3576	132000	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,0 ± 2,2	± 5,0 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-2 У2	3572
			№ 19720-06	С	ТВ-110-1-2 У2	3531
		ТН	Кт = 0,2	А	НАМИ-110 УХЛ1	4575; 4198
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НАМИ-110 УХЛ1	4558; 4241
			№ 24218-08	С	НАМИ-110 УХЛ1	4116; 4136
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054096
			Ксч = 1
			№ 27524-04
7	ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Падали - Эльбан» №2 С-88	II	Кт = 0,5S	А	ТВ-110-1-2 У2	3552	132000		Активная Реактивная	± 1,0 ± 2,2	± 5,0 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-2 У2	3549
			№ 19720-06	С	ТВ-110-1-2 У2	3533
		ТН	Кт = 0,2	А	НАМИ-110 УХЛ1	4198; 4575
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НАМИ-110 УХЛ1	4241; 4558
			№ 24218-08	С	НАМИ-110 УХЛ1	4136;4116
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109055033
			Ксч = 1
			№ 27524-04
8	ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Амурмаш - ЛДК» №1 С-89	II	Кт = 0,5S	А	ТВ-110-1-2 У2	3551	132000		Активная Реактивная	± 1,0 ± 2,2	± 5,0 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-2 У2	3553
			№ 19720-06	С	ТВ-110-1-2 У2	3538
		ТН	Кт = 0,2	А	НАМИ-110 УХЛ1	4575; 4198
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НАМИ-110 УХЛ1	4558; 4241
			№ 24218-08	С	НАМИ-110 УХЛ1	4116; 4136
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0107072063
			Ксч = 1
			№ 27524-04

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
9	ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Амурмаш -ЛДК» №2 С-90	II	Кт = 0,5 S	А	ТВ-110-1-2 У2	3540	132000	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,0 ± 2,2	± 5,0 ± 3,8
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-2 У2	3546
			№ 19720-06	С	ТВ-110-1-2 У2	3577
		ТН	Кт = 0,2	А	НАМИ-110 УХЛ1	4198; 4575
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НАМИ-110 УХЛ1	4241; 4558
			№ 24218-08	С	НАМИ-110 УХЛ1	4136; 4116
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.01		0807140412
10	ВЛ 110 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - Хурба - ПС Комсомольская" С-72	II	Кт = 0,5 S	А	ТВ-110-1-2 У2	3585	132000		Активная Реактивная	± 1,0 ± 2,2	± 5,0 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-2 У2	3600
			№ 19720-06	С	ТВ-110-1-2 У2	3599
		ТН	Кт = 0,2	А	НАМИ-110 УХЛ1	4198; 4575
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НАМИ-110 УХЛ1	4241; 4558
			№ 24218-08	С	НАМИ-110 УХЛ1	4136; 4116
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01		0109055025
11	ВЛ 110 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - ПС Комсомольская" С-71	II	Кт = 0,5 S	А	ТВ-110-1-2 У2	3558	132000		Активная Реактивная	± 1,0 ± 2,2	± 5,0 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-2 У2	3541
			№ 19720-06	С	ТВ-110-1-2 У2	3548
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-08	А	НАМИ-110 УХЛ1	4575; 4198
				В	НАМИ-110 УХЛ1	4558; 4241
				С	НАМИ-110 УХЛ1	4116; 4136
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054243

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
12	ОВ-110 кВ	II	Кт = 0,5S	А	ТВ-110-1-2 У2	3557	132000	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,0 ± 2,2	± 5,0 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-2 У2	3554
			№ 19720-06	С	ТВ-110-1-2 У2	3569
		ТН	Кт = 0,2	А	НАМИ-110 УХЛ1	4575; 4198
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НАМИ-110 УХЛ1	4558; 4241
			№ 24218-08	С	НАМИ-110 УХЛ1	4116; 4136
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109056046
			Ксч = 1
			№ 27524-04
13	ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ1 -ТП Центральная" №1 Т-225	II	Кт = 0,5S	А	GDS 40,5	30496466	о о о CI		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	-	-
			№ 30370-10	С	GDS 40,5	30496471
		ТН	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	24
			Ктн = 35000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	192
			№ 21257-06	С	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	11
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109055006
			Ксч = 1
			№ 27524-04
14	ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ1 -ТП Центральная" №2 Т-227	II	Кт = 0,5S	А	GDS 40,5	30496472	о о о ci		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	-	-
			№ 30370-10	С	GDS 40,5	30496467
		ТН	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	7381
			Ктн = 35000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	6884
			№ 46738-11	С	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	7757
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109055215
			Ксч = 1
			№ 27524-04

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
15	ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - ТП КТПН - ГПП Городская" №1 Т-224	II	Кт = 0,5 S	А	GDS 40,5	30496470	о о о CI	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	-	-
			№ 30370-10	С	GDS 40,5	30496469
		ТН	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	24
			Ктн = 35000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	192
			№ 21257-06	С	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	11
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054219
			Ксч = 1
			№ 27524-04
16	ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - ТП КТПН - ГПП Городская" №2 Т-226	II	Кт = 0,5 S	А	GDS 40,5	30496465	о о о ci		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	-	-
			№ 30370-10	С	GDS 40,5	30496468
		ТН	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	7381
			Ктн = 35000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	6884
			№ 46738-11	С	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	7757
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109055059
			Ксч = 1
			№ 27524-04
17	ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 -АГМК" №1 Т-228	II	Кт = 0,5 S	А	ТПЛ-35-4 УХЛ2	89	10500		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 3,9
			Ктт = 150/5	В	ТПЛ-35-4 УХЛ2	92
			№ 21253-06	С	ТПЛ-35-4 УХЛ2	88
		ТН	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	24
			Ктн = 35000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	192
			№ 21257-06	С	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	11
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03М.01		0804100060
			Ксч = 1
			№ 36697-08

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
18	ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ1 -АГМК" №2 Т-229	II	Кт = 0,5 S	А	ТПЛ-35-4 УХЛ2	91	10500	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 3,9
			Ктт = 150/5	В	ТПЛ-35-4 УХЛ2	93
			№ 21253-06	С	ТПЛ-35-4 УХЛ2	90
		ТН	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	7381
			Ктн = 35000:^3/100:^3	В	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	6884
			№ 46738-11	С	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	7757
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03М.01		0804100161
			Ксч = 1
			№ 36697-08
19	ГРУ-6 кВ Фидер № 1А	II	Кт = 0,5 S	А	ТПОЛ-10 У3	10316	0096		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 800/5	В	-	-
			№ 1261-08	С	ТПОЛ-10 У3	10819
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95УХЛ2	2832; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054063
			Ксч = 1
			№ 27524-04
20	ГРУ-6 кВ Фидер № 1В	II	Кт = 0,5	А	ТЛМ-10-1 У3	0690	2400		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,7 ± 3,4
			Ктт = 200/5	В	-	-
			№ 2473-69	С	ТЛМ-10-1 У3	7254
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95УХЛ2	2832; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054240
			Ксч = 1
			№ 27524-04

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
21	ГРУ-6 кВ Фидер № 2В	II	Кт = 0,5S	А	ТПОЛ-10 У3	10075	7200	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	-	-
			№ 1261-08	С	ТПОЛ-10 У3	10074
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95УХЛ2	2832; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0106082101
			Ксч = 1
			№ 27524-04
22	ГРУ-6 кВ Фидер № 6 А	II	Кт = 0,5S	А	ТПОЛ-10 У3	7443	3600		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 300/5	В	-	-
			№ 1261-08	С	ТПОЛ-10 У3	7444
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2832; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0108052183
			Ксч = 1
			№ 27524-04
23	ГРУ 6 кВ Фидер № 6В	II	Кт = 0,5S	А	ТПОЛ-10 У3	10076	7200		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	-	-
			№ 1261-08	С	ТПОЛ-10 У3	10146
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2832; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0107073057
			Ксч = 1
			№ 27524-04

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
24	ГРУ-6 кВ Фидер № 19А	II	Кт = 0,5S	А	ТПОЛ-10 У3	7448	7200	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 600/5	В	-	-
			№ 1261-08	С	ТПОЛ-10 У3	7449
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2823; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109055238
			Ксч = 1
			№ 27524-04
25	ГРУ-6 кВ Фидер № 27 А	II	Кт = 0,5S	А	ТПОЛ-10 У3	10072	7200		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 3,9
			Ктт = 600/5	В	-	-
			№ 1261-08	С	ТПОЛ-10 У3	10073
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2823; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03М.01		0804100018
			Ксч = 1
			№ 36697-08
26	ГРУ-6 кВ Фидер № 28Б	II	Кт = 0,5S	А	ТПОЛ-10 У3	7442	3600		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 300/5	В	-	-
			№ 1261-08	С	ТПОЛ-10 У3	7441
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2837; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109055108
			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	ТПОЛ-10 У3	7446	3600	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,1 ± 2,3	± 4,8 ± 2,8
			Ктт = 300/5	В	-	-
			№ 1261-08	С	ТПОЛ-10 У3	7447
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2823; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5	СЭТ-4ТМ.03		0107071056
			Ксч = 1
			№ 27524-04
28	ГРУ-6 кВ Фидер № 48 А	II	Кт = 0,5S	А	ТОЛ-10-1-2 У2	5937	3600		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 300/5	В	-	-
			№ 15128-07	С	ТОЛ-10-1-2 У2	5936
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2837; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0112054013
			Ксч = 1
			№ 27524-04
29	ГРУ-6 кВ Фидер № 48Б	II	Кт = 0,5S	А	ТОЛ-10-1-2 У2	23292	0096		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 800/5	В	-	-
			№ 15128-07	С	ТОЛ-10-1-2 У2	23293
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2837; 2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054023
			Ксч = 1
			№ 27524-04

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
30	ГРУ-6 кВ Фидер № 66 А	II	Кт = 0,5S	А	ТЛО-10-3 У2	12388	3600	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13	Активная Реактивная	± 1,1 ± 2,3	± 4,8 ± 2,8
			Ктт = 300/5	В	-	-
			№ 25433-08	С	ТЛО-10-3 У2	12389
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2840;2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5	СЭТ-4ТМ.03		0111080523
			Ксч = 1
			№ 27524-04
31	ГРУ-6 кВ Фидер № 66Б	II	Кт = 0,5S	А	ТОЛ-10-1-2 У2	23102	3600		Активная Реактивная	± 1,2 ± 2,5	± 5,1 ± 4,2
			Ктт = 300/5	В	-	-
			№ 15128-07	С	ТОЛ-10-1-2 У2	23100
		ТН	Кт = 0,5	А	НАМИ-10-95 УХЛ2	2840;2831
			Ктн = 6000/100	В
			№ 20186-05	С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109056068
			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	35
направлениях, сутки, не более ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не	35
менее 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 «Амурская 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	3
Трансформаторы тока ТШВ 15 У3	3
Трансформаторы тока ТШЛ-20-1 УХЛ2	9
Трансформаторы тока ТВ-110-1-2 У2	21
Трансформаторы тока GDS 40,5	8
Трансформаторы тока ТПЛ-35-4 УХЛ2	6
Трансформаторы тока ТПОЛ-10 У3	16
Трансформаторы тока ТЛМ-10-1 У3	2
Трансформаторы тока ТОЛ-10-1-2 У2	6
Трансформаторы тока ТЛО-10-3 У2	2
Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2	6
Трансформаторы напряжения НОЛ.08-6 УТ2	9
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-10 У3	3
Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1	6
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35 III УХЛ1	6
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М	5
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03	26
Контроллеры многофункциональные ARIS MT200	1
Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+	1
Методика поверки МП 206.1-109-2016	1
Паспорт - Формуляр РЭП.411711.ХГ-АТЭЦ-1.ФО	1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-109-2016 «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская 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 методиках (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 автоматизи

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Смотрите также

Системы высоковольтные измерительные ВОЛНА-СВИ53В

66878-17

ВОЛНА-СВИ53В Системы высоковольтные измерительные

ЗАО "ЦНИИ "Волна", г.Москва

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...

Подробнее

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...

Подробнее

66880-17

Система управления автоматизированная технологическими процессами "АСУ ТП ОИ4 КВУ-120-2005.7000.00 № 02"

ФГУП "ОКБ "ФАКЕЛ", г.Калининград

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...

Подробнее

66881-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Рязанского филиала ООО "Ново-Рязанская ТЭЦ"

ООО "Ново-Рязанская ТЭЦ", г.Казань

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Рязанского филиала ООО «Ново-Рязанская ТЭЦ» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, про...

Подробнее

Машина трехкоординатная измерительная DEA MERCURY DCC R1 мод. 40.16.30

66882-17

DEA MERCURY DCC R1 мод. 40.16.30 Машина трехкоординатная измерительная

Фирма "Hexagon Metrology S.p.A.", Италия

Машина трехкоординатная измерительная DEA MERCURY DCC R1 мод. 40.16.30 (далее - машина, КИМ DEA MERCURY DCC R1) предназначена для измерений размеров корпусных деталей сложной формы (рам, шасси, капотов двигателей и т.д.), тяжелых громоздких деталей,...

Подробнее