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

Номер в ГРСИ РФ:	71179-18
Производитель / заявитель:	АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск

Скачать

	71179-18: Описание типа СИ	Скачать	238.7 КБ
	71179-18: Методика поверки МП 206.1-011-2018	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» (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	71179-18
Наименование	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
Страна-производитель	РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер)	зав.№ ХГ-АТЭЦ-1/2018

Производитель / Заявитель

АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки	4 года
Актуальность информации	24.11.2024

Поверители

Скачать

	71179-18: Описание типа СИ	Скачать	238.7 КБ
	71179-18: Методика поверки МП 206.1-011-2018	Скачать	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 вход 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.

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				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				Вид энергии	Основная погрешность ИК (± & \ %	Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± Л), %
1	2	3		4		5	6	7	8	9
1	Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №1	II	Кт = 0,5S Ктт = 4000/5 № 11077-03	А	ТЛШ-10 У3	о о о ОО	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,1 2,3	4,8 2,8
				В	ТЛШ-10 У3
				С	ТЛШ-10 У3
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03
2	Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №2	II	Кт =0,2 Ктт = 8000/5 № 5719-08	А	ТШВ 15	о о о о О'		Активная Реактивная	1,0 1,8	2,9 2,6
				В	ТШВ 15
				С	ТШВ 15
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 3345-04	А	НОЛ.08-6УТ2
				В	НОЛ.08-6УТ2
				С	НОЛ.08-6УТ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
3	Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №3	II	Кт =0,2S Ктт = 8000/5 № 21255-03	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2	о о о о О'	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,0 1,8	2,7 3,8
				В	ТШЛ-20-1 УХЛ2
				С	ТШЛ-20-1 УХЛ2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 3345-04	А	НОЛ.08-6УТ2
				В	НОЛ.08-6УТ2
				С	НОЛ.08-6УТ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
4	Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №4	II	Кт =0,2S Ктт = 8000/5 № 21255-08	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2	о о о о О'		Активная Реактивная	1,0 1,8	2,7 3,8
				В	ТШЛ-20-1 УХЛ2
				С	ТШЛ-20-1 УХЛ2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 3345-04	А	НОЛ.08-6УТ2
				В	НОЛ.08-6УТ2
				С	НОЛ.08-6УТ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
5	Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №5	II	Кт =0,2S Ктт = 8000/5 № 21255-08	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2	160000		Активная Реактивная	1,0 1,8	2,7 3,4
				В	ТШЛ-20-1 УХЛ2
				С	ТШЛ-20-1 УХЛ2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 46738-11	А	ЗНОЛ.06-10
				В	ЗНОЛ.06-10
				С	ЗНОЛ.06-10
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
6	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.11, ВЛ-110кВ Амурская ТЭЦ-1-Эльбан №1 (С-87)	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-2 У2	132000	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 4,2
				В	ТВ-110-1-2 У2
				С	ТВ-110-1-2 У2
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-08	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
7	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.8, ВЛ-110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Падали-Эльбан №2 (С-88)	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-2 У2	132000		Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 4,2
				В	ТВ-110-1-2 У2
				С	ТВ-110-1-2 У2
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-08	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
8	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.15, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Амурмаш-ЛДК №1 (С-89)	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-2 У2	132000		Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 4,2
				В	ТВ-110-1-2 У2
				С	ТВ-110-1-2 У2
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-08	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
9	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.13, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Амурмаш-ЛДК №2 (С-90)	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-2 У2	132000	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 3,8
				В	ТВ-110-1-2 У2
				С	ТВ-110-1-2 У2
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-08	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.01
10	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.2, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Хурба (С-72)	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-2 У2	132000		Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 4,2
				В	ТВ-110-1-2 У2
				С	ТВ-110-1-2 У2
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-08	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
11	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.1, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Комсомольская (С-71)	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-2 У2	132000		Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 4,2
				В	ТВ-110-1-2 У2
				С	ТВ-110-1-2 У2
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-08	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
12	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.10, ОМВ- 110кВ	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 19720-06	А	ТВ-110-1-2 У2	132000	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 4,2
				В	ТВ-110-1-2 У2
				С	ТВ-110-1-2 У2
		ТН	Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 24218-08	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
13	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 1 секция-35кВ, яч.3, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 - Центральная №1 (Т-2)	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 30370-05	А	GDS 40,5	о о о CI		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	GDS 40,5
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 № 21257-06	А	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				В	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				С	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
14	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.10, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 -Центральная №2 (Т-4)	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 30370-05	А	GDS 40,5	о о о ci		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	GDS 40,5
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 № 46738-11	А	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				В	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				С	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
15	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 1 секция-35кВ, яч.2, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 - КТПН -Городская №1 (Т- 1)	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 30370-05	А	GDS 40,5	о о о CI	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	GDS 40,5
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 № 21257-06	А	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				В	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				С	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
16	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.9, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 -КТПН -Городская №2 (Т-3)	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 30370-05	А	GDS 40,5	о о о ci		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	GDS 40,5
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 № 46738-11	А	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				В	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				С	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
17	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 1 секция-35кВ, яч.1, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1-АГМК №1 (Т-5)	II	Кт = 0,5S Ктт = 150/5 № 47958-11	А	ТПЛ-35	10500		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 3,9
				В	ТПЛ-35
				С	ТПЛ-35
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 № 21257-06	А	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				В	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				С	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
18	Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.11, ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1-АГМК №2 (Т-6)	II	Кт = 0,5S Ктт = 150/5 № 47958-11	А	ТПЛ-35	10500	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 3,9
				В	ТПЛ-35
				С	ТПЛ-35
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 35000:^3/100:^3 № 46738-11	А	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				В	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
				С	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.01
19	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.1, Фидер 1А	II	Кт = 0,5S Ктт = 800/5 № 1261-08	А	ТПОЛ-10 У3	0096		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	ТПОЛ-10 У3
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
20	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.1, Фидер 1В	II	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69	А	ТЛМ-10	2400		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 3,4
				В	-
				С	ТЛМ-10
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
21	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.2, Фидер 2В	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 1261-08	А	ТПОЛ-10 У3	7200	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	ТПОЛ-10 У3
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
22	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.6, Фидер 6А	II	Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 1261-08	А	ТПОЛ-10 У3	3600		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	ТПОЛ-10 У3
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
23	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.6, Фидер 6В	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 1261-08	А	ТПОЛ-10 У3	7200		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	ТПОЛ-10 У3
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
24	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.19, Фидер 19А	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 1261-08	А	ТПОЛ-10 У3	7200	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	ТПОЛ-10 У3
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
25	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.27, Фидер 27А	II	Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 1261-08	А	ТПОЛ-10 У3	7200		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 3,9
				В	-
				С	ТПОЛ-10 У3
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.01
26	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 3 секция-6кВ, яч.28, Фидер 28	II	Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 1261-08	А	ТПОЛ-10 У3	3600		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	ТПОЛ-10 У3
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
27	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.37, Фидер 37	II	Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 1261-08	А	ТПОЛ-10 У3	3600	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,1 2,3	4,8 2,8
				В	-
				С	ТПОЛ-10 У3
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03
28	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 3 секция-6кВ, яч.48, Фидер 48А	II	Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07	А	Тол-10-1-2 У2	3600		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	Тол-10-1-2 У2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
29	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 3 секция-6кВ, яч.48, Фидер 48Б	II	Кт = 0,5S Ктт = 800/5 № 15128-07	А	Тол-10-1-2 У2	0096		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	Тол-10-1-2 У2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3		4		5	6	7	8	9
30	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 4 секция-6кВ, яч.66, Фидер 66А	II	Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 25433-08	А	ТЛО-10-3 У2	3600	ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,1 2,3	4,8 2,8
				В	-
				С	ТЛО-10-3 У2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03
31	Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 4 секция-6кВ, яч.66, Фидер 66Б	II	Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07	А	Тол-10-1-2 У2	3600		Активная Реактивная	1,2 2,5	5,1 4,2
				В	-
				С	Тол-10-1-2 У2
		ТН	Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01
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)^Ihom, 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 ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в Таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom	от 99 до 101
- ток, % от Ihom	от 100 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 Uhom	от 90 до 110
- ток, % От Ihom	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
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
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:	90000
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2

Лист № 15

Всего листов 18

1	2
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч	88000
	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, сут, не менее ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, 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 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	Обозначение	Количество
Трансформаторы тока	ТЛШ-10 У3	3 шт.
Трансформаторы тока	ТШВ 15	3 шт.
Трансформаторы тока	ТШЛ-20-1 УХЛ2	9 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-110-1-2 У2	21 шт.
Трансформаторы тока	GDS 40,5	8 шт.
Трансформаторы тока	ТПЛ-35	6 шт.
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10 У3	16 шт.
Трансформаторы тока	ТЛМ-10-1 У3	2 шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-1-2 У2	6 шт.
Трансформаторы тока	ТЛО-10-3 У2	2 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НОЛ.08-6УТ2	9 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06-10	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-35Ш УХЛ1	6 шт.
Счетчики электрической энергии многофу нкциональные	СЭТ-4ТМ.03М.01	5 шт.
Счетчики электрической энергии многофу нкциональные	СЭТ-4ТМ.03	26 шт.
Контроллеры многофункциональные	ARIS MT200	1 шт.
Программное обеспечение	ТЕЛЕСКОП+	1 шт.
Методика поверки	МП 206.1-011-2018	1 экз.
Формуляр	РЭП.411711.ХГ-АТЭЦ-1.ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-011-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 09.02.2018 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 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, 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», утвержденному 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 поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» 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

71180-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-2" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а так...

Подробнее

71181-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Райчихинская ГРЭС" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК"

АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Райчихинская ГРЭС» филиала «Амурская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также дл...

Подробнее

71182-18

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

АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а так...

Подробнее

Мерник металлический эталонный 1-го разряда SERAPHIN SERIES "J"

71183-18

SERAPHIN SERIES "J" Мерник металлический эталонный 1-го разряда

Фирма "Seraphin Test Measure Co.", США

Мерник металлический эталонный 1-го разряда SERAPHIN SERIES «J» предназначен для измерений объема жидкости, хранения и передачи единицы объема жидкости.

Подробнее

71184-18

Endurance Пирометры

Фирма "Fluke Process Instruments GmbH", Германия

Пирометры Endurance (далее - пирометры) предназначены для бесконтактных измерений температуры объектов по их собственному тепловому излучению в диапазоне температуры от + 50 до + 3000 °C в зависимости от типа пирометра в пределах зоны, определяемой у...

Подробнее