71179-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" - Производители, поставщики и поверители

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

ALL-Pribors default picture
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
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская 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 «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 03.11.2024

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

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.

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

- 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

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