Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

Номер в ГРСИ РФ:	70820-18
Производитель / заявитель:	АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск

Скачать

	70820-18: Описание типа СИ	Скачать	165.3 КБ
	70820-18: Методика поверки МП 206.1-014-2018	Скачать	1.1 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 "Хабаровская ТЭЦ-3" 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 «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) 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	70820-18
Наименование	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
Страна-производитель	РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер)	зав.№ ХГ-ХТЭЦ-3/2018

Производитель / Заявитель

АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки	4 года
Актуальность информации	22.12.2024

Поверители

Скачать

	70820-18: Описание типа СИ	Скачать	165.3 КБ
	70820-18: Методика поверки МП 206.1-014-2018	Скачать	1.1 MБ

Описание типа

Назначение Описание Программное обеспечение Технические характеристики Знак утверждения типа Комплектность Поверка Сведения о методах измерений 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 субьектам» 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, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования -ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного 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.

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 - 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.dll	f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты ПО - 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						Метрологические характеристики
№№ ИК	Диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №)		Обозначение, тип		Ктт •Ктн •Ксч	ИВКЭ	Вид энергии	Основная погрешность ИК (±Л), %	Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± #), %
1	2	3		4		5	6	7	8	9
1	Хабаровская ТЭЦ-3, Турбогенератор ТГ №1	II	Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 47957-11	А	ТШЛ-20	315000	ARIS MT200 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	0,8 1,4	2,5 3,7
				В	ТШЛ-20
				С	ТШЛ-20
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 15750/^3/100/^3 № 46738-11	А	ЗНОЛ.06-15
				В	ЗНОЛ.06-15
				С	ЗНОЛ.06-15
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
2	Хабаровская ТЭЦ-3, Турбогенератор ТГ №2	II	Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 47957-11	А	ТШЛ-20	315000		Активная Реактивная	0,8 1,4	2,5 3,7
				В	ТШЛ-20
				С	ТШЛ-20
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 15750/^3/100/^3 № 46738-11	А	ЗНОЛ.06-15
				В	ЗНОЛ.06-15
				С	ЗНОЛ.06-15
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
3	Хабаровская ТЭЦ-3, Турбогенератор ТГ №3	II	Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 47957-11	А	ТШЛ-20	315000	ARIS MT200 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	0,8 1,4	2,5 3,7
				В	ТШЛ-20
				С	ТШЛ-20
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 15750/^3/100/^3 № 46738-11	А	ЗНОЛ.06-15
				В	ЗНОЛ.06-15
				С	ЗНОЛ.06-15
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
4	Хабаровская ТЭЦ-3, Турбогенератор ТГ №4	II	Кт = 0,2 Ктт = 10000/5 № 25477-03	А	GSR	315000		Активная Реактивная	1,0 1,8	2,9 2,6
				В	GSR
				С	GSR
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 15750/^3/100/^3 № 30369-05	А	EPR20Z
				В	EPR20Z
				С	EPR20Z
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
5	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220кВ, яч.2, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 I цепь с отпайкой на ПС Князе-Волконка (Л-223)	II	Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 19720-06	А	ТВ-220	о о о о		Активная Реактивная	0,8 1,4	2,5 3,7
				В	ТВ-220
				С	ТВ-220
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 60353-15	А	НАМИ-220 УХЛ1
				В	НАМИ-220 УХЛ1
				С	НАМИ-220 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
6	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220кВ, яч.4, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 II цепь с отпайкой на ПС НПС-34 (Л-224)	II	Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 19720-06	А	ТВ-220	о о о о	ARIS MT200 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,0 1,8	2,7 3,8
				В	ТВ-220
				С	ТВ-220
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 14626-06	А	НКФ-220-58У1
				В	НКФ-220-58У1
				С	НКФ-220-58У1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
7	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220кВ, яч.7, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - РЦ (Л-221)	II	Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 19720-06	А	ТВ-220-1-1-У2	о о о о		Активная Реактивная	0,5 1,1	1,9 1,9
				В	ТВ-220-1-1-У2
				С	ТВ-220-1-1-У2
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 60353-15	А	НАМИ-220 УХЛ1
				В	НАМИ-220 УХЛ1
				С	НАМИ-220 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М
8	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220кВ, яч.9, КВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Амур (Л-222)	II	Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 19720-06	А	ТВ-220-1-1-1000/5-У2	о о о о		Активная Реактивная	1,0 1,8	2,7 3,8
				В	ТВ-220-1-1-1000/5-У2
				С	ТВ-220-1-1-1000/5-У2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 14626-06	А	НКФ-220-58У1
				В	НКФ-220-58У1
				С	НКФ-220-58У1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
9	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220кВ, яч.14, Л 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 III цепь(Л-225)	II	Кт = 0,2S Ктт = 500/5 № 23747-02	А	CA 245	220000	ARIS MT200 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	0,5 1,1	1,9 1,9
				В	CA 245
				С	CA 245
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 60353-15	А	НАМИ-220 УХЛ1
				В	НАМИ-220 УХЛ1
				С	НАМИ-220 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М
10	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220кВ, яч.13, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 IV цепь с отпайкой на ПС НПС-34 (Л-226)	II	Кт = 0,2S Ктт = 500/5 № 23747-02	А	CA 245	220000		Активная Реактивная	0,8 1,6	2,2 2,0
				В	CA 245
				С	CA 245
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 14626-06	А	НКФ-220-58У1
				В	НКФ-220-58У1
				С	НКФ-220-58У1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М
11	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч.3, ВЛ-110 кВ «Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС ГВФ» (С-45)	II	Кт = 0,5 S Ктт = 1000/5 № 19720-06	А	ТВ-11О-1-1-УХЛ2	220000		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	ТВ-11О-1-1-УХЛ2
				С	ТВ-11О-1-1-УХЛ2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 14205-05	А	НКФ-110-57У1
				В	НКФ-110-57У1
				С	НКФ-110-57У1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
12	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч.7, ВЛ -110 кВ «Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС: Березовка-КПУ-СМР - РЦ» №1 (С-17)	II	Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-1-УХЛ2	220000	ARIS MT200 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	ТВ-110-1-1-УХЛ2
				С	ТВ-110-1-1-УХЛ2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 14205-05	А	НКФ-110-57У1
				В	НКФ-110-57У1
				С	НКФ-110-57У1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
13	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч.5, ВЛ -110 кВ «Хабаровская ТЭЦ-3 -ПС Березовка-КПУ-СМР-РЦ» №2 (С-18)	II	Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-1-УХЛ2	220000		Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 4,2
				В	ТВ-110-1-1-УХЛ2
				С	ТВ-110-1-1-УХЛ2
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 60353-15	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
14	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч.9, ВЛ -110 кВ «Хабаровская ТЭЦ-3 -ПС Племрепродуктор-Водозабор» №1 (С-43)	II	Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-1-УХЛ2	220000		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	ТВ-110-1-1-УХЛ2
				С	ТВ-110-1-1-УХЛ2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 14205-05	А	НКФ-110-57У1
				В	НКФ-110-57У1
				С	НКФ-110-57У1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
15	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч.11, ВЛ -110 кВ «Хабаровская ТЭЦ-3 -ПС Племрепродуктор-Водозабор» №2 (С-44)	II	Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-1-УХЛ2	220000	ARIS MT200 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 4,2
				В	ТВ-110-1-1-УХЛ2
				С	ТВ-110-1-1-УХЛ2
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 60353-15	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
16	ПС 110кВ Водозабор (БНС), РУ-6кВ, яч.9	II	Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 1261-59	А	ТПОЛ-10	7200		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,4
				В	ТПОЛ-10
				С	ТПОЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70	А В С	НТМИ-6-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
17	ПС 110кВ Водозабор (БНС), РУ-6кВ, яч.5	II	Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 1261-59	А	ТПОЛ-10	7200		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,4
				В	ТПОЛ-10
				С	ТПОЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70	А В С	НТМИ-6-66
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
18	ПС 35кВ ПНС, РУ-6кВ, яч.2	II	Кт = 0,5 Ктт = 800/5 № 7069-07	А	ТОЛ-10	10080	ARIS MT200 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,4
				В	ТОЛ-10
				С	ТОЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6300/^3/100/^3 № 3344-72	А	ЗНОЛ.06-6У3
				В	ЗНОЛ.06-6У3
				С	ЗНОЛ.06-6У3
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
19	ПС 35кВ НОВ, РУ-6кВ, яч.3	II	Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 7069-07	А	ТОЛ-10	3600		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,4
				В	ТОЛ-10
				С	ТОЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 № 3344-72	А	ЗНОЛ.06-6У3
				В	ЗНОЛ.06-6У3
				С	ЗНОЛ.06-6У3
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
20	ПС 35кВ НОВ, РУ-6кВ, яч.13	II	Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 7069-07	А	ТОЛ-10	3600		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,4
				В	ТОЛ-10
				С	ТОЛ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 № 3344-72	А	ЗНОЛ.06-6У3
				В	ЗНОЛ.06-6У3
				С	ЗНОЛ.06-6У3
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
21	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220кВ, яч.6, ОМВ-220 кВ	II	Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 19720-06	А	ТВ-220-1-1-У2	о о о о	ARIS MT200 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,0 1,8	2,7 3,8
				В	ТВ-220-1-1-У2
				С	ТВ-220-1-1-У2
		ТН 1 с.ш.	Кт = 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 60353-15	А	НАМИ-220 УХЛ1
				В	НАМИ-220 УХЛ1
				С	НАМИ-220 УХЛ1
		ТН 2 с.ш.	Кт = 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 № 14626-06	А	НКФ-220-58У1
				В	НКФ-220-58У1
				С	НКФ-220-58У1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
22	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч.4, ОМВ-110 кВ	II	Кт = 0,2S Ктт = 2000/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-1-У2	о о о о		Активная Реактивная	1,0 1,8	2,7 3,8
				В	ТВ-110-1-1-У2
				С	ТВ-110-1-1-У2
		ТН 1 с.ш.	Кт = 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 14205-05	А	НКФ-110-57У1
				В	НКФ-110-57У1
				С	НКФ-110-57У1
		ТН 2 с.ш.	Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 60353-15	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
23	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч.1, ВЛ 110 кВ «Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС РЦ» №3	II	Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 22440-07	А	ТВГ-110	220000	ARIS MT200 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	0,8 1,6	2,2 2,0
				В	ТВГ-110
				С	ТВГ-110
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 14205-05	А	НКФ-110-57У1
				В	НКФ-110-57У1
				С	НКФ-110-57У1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.02М.02
24	Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч.12, ВЛ 110 кВ «Хабаровская ТЭЦ-3 - Хабаровский НПЗ»	II	Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 22440-07	А	ТВГ-110	220000		Активная Реактивная	0,5 1,1	1,9 1,9
				В	ТВГ-110
				С	ТВГ-110
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 60353-15	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.02М.02
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с									±5

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 и ГОСТ 1983-67, 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 такими же 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 100 до 120
- коэффициент мощности cos9	0,87
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005, 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 -10 до +40
- для счетчиков	от -40 до +60
- для УСПД	от 0 до +40
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Электросчетчики СЭТ -4 ТМ .03:	90000
- 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, сут, не более	45
ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее	45
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 АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование изделия	Обозначение	Количество
Трансформаторы тока	ТШЛ-20	9 шт.
Трансформаторы тока	GSR	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-220	15 шт.
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	6 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-110	18 шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ-10	9 шт.
Трансформаторы тока	ТПЛ-10У3	2 шт.
Трансформаторы тока	СА 245	6 шт.
Трансформаторы тока	ТВГ-110	6 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06-15	9 шт.
Трансформаторы напряжения	EPR20Z	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НКФ-220-58У1	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НКФ-110-57У1	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	2 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06-6У3	9 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные статические	СЭТ-4ТМ.03М	3 шт.
Счетчики электрической энергии многофункционыльные	СЭТ-4ТМ.03	19 шт.
Счетчики электрической энергии многофункционыльные	СЭТ-4ТМ.02М	2 шт.
Контроллеры многофункциональные	ARIS MT200	1 шт.
Методика поверки	МП 206.1-014-2018	1 экз.
Формуляр	РЭП.411711.ХГ-ХТЭЦ-3.ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-014-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 05.02.2018 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 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 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

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

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся 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», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;

- Радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;

- 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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

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

70821-18

АСД-3А-БСР Блоки приборные

ООО НТФ "АСД", г.С.-Петербург

Блоки приборные АСД-3А-БСР предназначены для измерений параметров напряжения переменного тока (частота, действующее значение), напряжения и силы постоянного тока, а также для воспроизведения напряжения переменного тока с заданными параметрами (частот...

Подробнее

70822-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а так...

Подробнее

70823-18

Субблоки измерительные

АО "Уфимское приборостроительное производственное объединение" (УППО), г.Уфа

Субблоки измерительные (далее по тексту - субблоки) предназначены для измерений электрического сопротивления и электрической ёмкости блоков датчиков уровня.

Подробнее

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-200

70824-18

РВС-200 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические

ОАО "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций", г.Новокузнецк

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-200 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефти.

Подробнее

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВСП-5000

70825-18

РВСП-5000 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические

ООО "Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение", г.Нижневартовск

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВСП-5000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефти.

Подробнее