Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская ТЭЦ АО «Кемеровская генерация»
| Номер в ГРСИ РФ: | 98244-26 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская ТЭЦ АО «Кемеровская генерация» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 98244-26 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская ТЭЦ АО «Кемеровская генерация» | ||||||
| Приказы |
№703 от
10.04.2026
— Об утверждении типов средств измерений
|
||||||
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | bf6843c6-8b0f-37cb-d009-e0ec67db0042 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО «АСЭ», РОССИЯ, 600009, г. Владимир, ул. Почаевский Овраг, д. 1
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
МП 23-2025 ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская ТЭЦ АО «Кемеровская генерация». Методика поверки
(с 10.04.2026)
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок |
Поверители
Скачать
|
98244-26: Описание типа
2026-98244-26.pdf
|
Скачать | 159.8 КБ | |
|
98244-26: Методика поверки
МП 23-2025
2026-mp98244-26.pdf
|
Скачать | 2.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская ТЭЦ АО «Кемеровская генерация» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 и каналообразующую аппаратуру.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа ЭНКС-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.
Для ИК, в состав которых входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление и передача измерительной информации при помощи технических средств приема-передачи данных на сервер АИИС КУЭ, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АИИС КУЭ, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность получать измерительную информацию посредством интеграции и/или xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
Передача информации от сервера АИИС КУЭ или АРМ коммерческому оператору с электронной подписью субъекта ОРЭМ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы национального координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой национального координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемников.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ более ±0,1 с (программируемый параметр) производится синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи с сервером АИИС КУЭ. При наличии расхождения шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ ±1 с (программируемый параметр) производится синхронизация шкалы времени УСПД.
Для ИК, в состав которых входит УСПД, сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При наличии расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД ±1 с (программируемый параметр) и более производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При наличии расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ ±1 с (программируемый параметр) и более производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 001 наносится на корпус серверного шкафа в виде наклейки и типографским способом в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская ТЭЦ АО «Кемеровская генерация».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Наименование программного модуля ПО |
libpso_metr.so |
|
Цифровой идентификатор ПО |
01E3EAE897F3CE5AA58FF2EA6B948061 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ/Сервер |
Вид электрической энергии и мощности |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
Кемеровская ТЭЦ, РУСН-0,4 кВ Станции разрядки, панель №9, КЛ-0,4 кВ АО Кузбассэнерго |
_ |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
УССВ: ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 Сервер АИИС КУЭ: VMware Virtual Platform |
активная |
|
2 |
Кемеровская ТЭЦ, РУСН-0,4 кВ Станции разрядки, панель №8, КЛ-0,4 кВ Гаражи |
Т-0,66 У3 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 71031-18 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
активная реактивная | |
|
3 |
Кемеровская ТЭЦ, РУСН-0,4 кВ 7 секция 1 п/с, панель 15, КЛ-0,4 кВ Ввод №1 шк. АВР Мегафон |
_ |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МД Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 51593-18 |
активная реактивная | |
|
4 |
Кемеровская ТЭЦ, РУСН-0,4 кВ, 8 секция 2 п/с, панель 32, КЛ-0,4 кВ Ввод №2 шк. АВР Мегафон |
_ |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МД Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 51593-18 |
активная реактивная | |
|
5 |
Кемеровская ТЭЦ, Сборка 0,4 кВ ОС №3, гр.3, КЛ-0,4 кВ Центр |
ТТЕ-А 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73808-19 |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МД Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 |
активная реактивная | |
|
6 |
Шкаф учета ООО Кузбассоргхим |
_ |
_ |
СЭБ-1ТМ.03Т Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 75679-19 |
активная реактивная |
|
П |
родолжение таблицы 2 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
Кемеровская ТЭЦ, РУ-6 кВ БНС, яч.3 |
ТПЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
УСПД: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 УССВ: ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 Сервер АИИС КУЭ: VMware Virtual Platform |
активная реактивная |
|
8 |
Кемеровская ТЭЦ, РУ-6 кВ БНС, яч.2 |
ТПЛ-СВЭЛ-10 75/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 44701-10 |
НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная | |
|
9 |
Кемеровская ТЭЦ, ТГ-2 6,3 кВ |
ТОЛ-10 УТ2 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 6009-77 |
ЗНОЛ.09 (6300/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | |
|
10 |
Кемеровская ТЭЦ, ТГ-3 6,3 кВ |
ТОЛ 10-1 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-01 |
ЗНОЛ.06 (6300/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | |
|
11 |
Кемеровская ТЭЦ, ТГ-4 6,3 кВ |
ТЛШ10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 11077-89 |
ЗНОЛ.06 (6300/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | |
|
12 |
Кемеровская ТЭЦ, ТГ-7 6,3 кВ |
ТЛШ10 5000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 11077-89 |
ЗНОЛ.06 (6300/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | |
|
13 |
Кемеровская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, II СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ А-8 |
ТОЛ-35 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 21256-07 |
ЗНОМ-35-65 (35000/^3)/(100/^3) Кл. т. 0,5 Рег. № 912-70 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | |
|
П |
родолжение таблицы 2 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
14 |
Кемеровская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, I СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ А-9 |
ТОЛ-35 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 21256-07 |
ЗНОМ-35-65 (35000/^3)/(100/^3) Кл. т. 0,5 Рег. № 912-70 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
УСПД: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 УССВ: ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 Сервер АИИС КУЭ: VMware Virtual Platform |
активная |
|
15 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I СШ, яч.1 |
ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 1261-08 |
ЗНОЛ.06 (6000/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | |
|
16 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I СШ, яч.11 |
ТПОЛ 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 47958-11 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
17 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I СШ, яч.13 |
ТПОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 1261-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
18 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I СШ, яч.25 |
ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
19 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I СШ, яч.27 |
ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 1261-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
20 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I СШ, яч.39 |
ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
П |
родолжение таблицы 2 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
21 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I СШ, яч.47 |
ТОЛ 300/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 47959-16 |
ЗНОЛ.06 (6000/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
УСПД: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 УССВ: ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 Сервер АИИС КУЭ: VMware Virtual Platform |
активная |
|
22 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I СШ, яч.49 |
ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
23 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I СШ, яч.7 |
ТПОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-02 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
24 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I СШ, яч.9 |
ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 1261-59 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
25 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.10 |
ТПОЛ 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06 (6000/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | |
|
26 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.12 |
ТПОЛ 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 47958-11 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
27 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.54 |
ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
П |
родолжение таблицы 2 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
28 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.6 |
ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 1261-08 |
ЗНОЛ.06 (6000/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
УСПД: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 УССВ: ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 Сервер АИИС КУЭ: VMware Virtual Platform |
активная |
|
29 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.14 |
ТОЛ 10-1 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-01 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
30 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.16 |
ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
31 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.20 |
ТПОЛ 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 47958-11 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
32 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.28 |
ТПОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 1261-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
33 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.32 |
ТОЛ10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-02 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
34 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.44 |
ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
активная | ||
|
Е |
родолжение таблицы 2 | |
|
1 |
2 |
3 |
|
35 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.8 |
ТПОЛ-Ю 150/5 Кл. т. 0,2S Per. № 1261-08 |
|
36 |
Кемеровская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, II СШ, яч.46 |
ТОЛ 10-1 150/5 Кл. т. 0,5 Per. № 15128-01 |
|
37 |
ПС 110 кВ АКЗ, ЗРУ-6 кВ, Шс, яч.22, ф.6-22-ТП (золоотвал) |
ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1276-59 |
|
38 |
Кемеровская ТЭЦ, ЗРУ-110 кВ, II СШ, яч.2, ВЛ-110 кВ Очистная |
ТФНД-ИОМ 600/5 Кл. т. 0,5 Per. №2793-71 |
|
39 |
Кемеровская ТЭЦ, ЗРУ-110 кВ, I СШ, яч.6, ВЛ-110 кВ Шахтер |
ТФМ-110 600/5 Кл. т. 0,2S Per. № 16023-97 |
|
40 |
Кемеровская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, II СШ, ВЛ 35 кВ ВЛ-35-А-4 |
ТФЗМ-35А-У1 400/5 Кл. т. 0,5 Per. № 3690-73 |
|
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ЗНОЛ.06 (6ООО/л/3)/(1ОО/л/3) Кл. т. 0,5 Per. № 3344-08 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Per. № 16666-97 |
УСПД: ЭКОМ-ЗООО Per. № 17049-04 УССВ: ЭНКС-2 Per. №37328-15 Сервер АИИС КУЭ: VMware Virtual Platform |
активная |
|
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Per. № 16666-97 |
активная | ||
|
НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 27524-04 |
активная реактивная | |
|
НКФ-110-57У1 (110000/л/3)/(100/л/3) Кл. т. 0,5 Per. № 14205-94 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,2S Per. № 16666-97 |
активная | |
|
НКФ-110-57У1 (110000/л/3)/(100/л/3) Кл. т. 0,5 Per. № 14205-94 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,2S Per. № 16666-97 |
активная | |
|
3HOM-35-65 (35000/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,5 Per. № 912-70 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Per. № 16666-97 |
активная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
41 |
Кемеровская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, I СШ, ВЛ 35 кВ ВЛ-35-А-41 |
ТФМ-35-II 400/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 17552-06 |
ЗНОМ-35-65 (35000/^3)/(100/^3) Кл. т. 0,5 Рег. № 912-70 |
ЕвроАЛЬФА Кл. т. 0,5S Рег. № 16666-97 |
УСПД: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 УССВ: ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 Сервер АИИС КУЭ: VMware Virtual Platform |
активная |
|
П р и м е ч а н и я: 1 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается замена ПО на аналогичное, при условии сохранения идентификационных данных, указанных в таблице 1. 5 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 метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность) | |||||
|
Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % |
Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1; 3; 4 (Счетчик 1,0) |
0,21 б < I < I макс |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
2,9 |
3,3 |
3,3 |
|
0,11 б < I < 0,21 б |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
2,9 |
3,3 |
3,3 | |
|
0,051 б < I < 0,11 б |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
3,4 |
3,5 |
3,5 | |
|
2; 5 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) |
11ном < I1 < ^^^ном |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,6 |
2,1 |
2,6 |
|
0,2I1hom < I1 < I1hom |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,6 |
2,1 |
2,6 | |
|
0,05I1hom < I1 < 0,2I1hom |
1,0 |
1,5 |
2,7 |
1,7 |
2,3 |
3,2 | |
|
0,01I1hom < I1 < 0,05I1hom |
2,0 |
2,9 |
5,4 |
2,6 |
3,4 |
5,6 | |
|
6 (Счетчик 1,0) |
0,2I б < I < I макс |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
2,9 |
3,3 |
3,3 |
|
0,1Iб < I < 0,2Iб |
1,0 |
1,5 |
1,5 |
2,9 |
3,5 |
3,5 | |
|
0,05Iб < I < 0,1Iб |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
3,4 |
3,5 |
3,5 | |
|
7; 8; 37 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
I1hom < I1 < 1,2I1hom |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,7 |
2,2 |
2,9 |
|
0,2I1hom < I1 < I1hom |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,8 |
2,4 |
3,5 | |
|
0,05I1hom < I1 < 0,2I1hom |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,3 |
3,4 |
5,7 | |
|
9 - 12; 18; 20; 22; 23; 27; 29; 30; 33; 34; 36; 40 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
ком < I1 < 1,2I1hom |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,7 |
2,2 |
2,9 |
|
0,2I1hom < I1 < I1hom |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,8 |
2,4 |
3,5 | |
|
0,1I1hom < I1 < 0,2I1hom |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,3 |
3,4 |
5,7 | |
|
0,05I1hom < I1 < 0,1I1hom |
1,8 |
3,0 |
5,5 |
2,3 |
3,5 |
5,8 | |
|
13; 14 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
I1hom < I1 < 1,2I1hom |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,7 |
2,2 |
2,9 |
|
0,2I1hom < I1 < I1hom |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,7 |
2,2 |
2,9 | |
|
0,1I1hom < I1 < 0,2I1hom |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,8 |
2,4 |
3,5 | |
|
0,05I1hom < I1 < 0,1I1hom |
1,2 |
1,9 |
3,1 |
1,8 |
2,6 |
3,6 | |
|
0,01I1hom < I1 < 0,05I1hom |
2,1 |
3,0 |
5,5 |
2,7 |
3,5 |
5,8 | |
|
15 - 17; 19; 21; 24 - 26; 28; 31; 32; 35; 41 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
ком < I1 < 1,2I1hom |
0,9 |
1,1 |
1,5 |
1,6 |
2,0 |
2,3 |
|
0,2I1hom < I1 < ком |
0,9 |
1,1 |
1,5 |
1,6 |
2,0 |
2,3 | |
|
0,1I1hom < I1 < 0,2I1hom |
0,9 |
1,1 |
1,7 |
1,6 |
2,1 |
2,4 | |
|
0,05I1hom < I1 < 0,1I1hom |
0,9 |
1,4 |
1,9 |
1,6 |
2,3 |
2,6 | |
|
0,01I1hom < I1 < 0,05I1hom |
1,5 |
1,7 |
2,5 |
2,3 |
2,5 |
3,0 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 | ||
|
38 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
I1hom < I1 < 1,2I1hom |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,1 |
1,5 |
2,3 | ||
|
0,211ном < I1 < 11ном |
1,1 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,8 |
3,0 | |||
|
0,111ном < I1 < 0,211ном |
1,8 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,9 |
5,5 | |||
|
0,0511ном < I1 < 0,111ном |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
1,9 |
3,0 |
5,5 | |||
|
39 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
11ном < I1 < 1,211ном |
0,7 |
0,9 |
1,4 |
0,9 |
1,2 |
1,6 | ||
|
0,2I1hom < I1 < 11ном |
0,7 |
0,9 |
1,4 |
0,9 |
1,2 |
1,6 | |||
|
0,111ном < I1 < 0,211ном |
0,8 |
1,0 |
1,6 |
1,0 |
1,3 |
1,8 | |||
|
0,0511ном < I1 < 0,111ном |
0,8 |
1,1 |
1,7 |
1,0 |
1,3 |
1,8 | |||
|
0,0111ном < I1 < 0,0511ном |
1,1 |
1,5 |
2,3 |
1,4 |
1,7 |
2,4 | |||
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики И (реактивная энергия и мощность) |
К | ||||||
|
Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % |
Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||||
|
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||||
|
1; 3; 4 (Счетчик 2,0) |
0,21 б < I < I маКс |
2,0 |
2,0 |
6,4 |
6,4 | ||||
|
0,11 б < I < 0,21 б |
2,0 |
2,0 |
6,4 |
6,4 | |||||
|
0,051 б < I < 0,11 б |
2,5 |
2,5 |
6,6 |
6,6 | |||||
|
2; 5 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) |
11ном < I1 < 1,2I1hom |
1,8 |
1,3 |
3,9 |
3,7 | ||||
|
0,2I1hom < I1 < I1hom |
1,8 |
1,3 |
3,9 |
3,7 | |||||
|
0,05I1hom < I1 < 0,2I1hom |
2,4 |
1,6 |
4,2 |
3,8 | |||||
|
0,02I1hom < I1 < 0,05I1hom |
4,5 |
2,9 |
5,7 |
4,5 | |||||
|
6 (Счетчик 2,0) |
0,2I б < I < I макс |
2,0 |
2,0 |
6,4 |
6,4 | ||||
|
0,1Iб < I < 0,2Iб |
2,5 |
2,5 |
6,6 |
6,6 | |||||
|
7; 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
I1hom < I1 < 1,2I1hom |
2,1 |
1,5 |
4,0 |
3,8 | ||||
|
0,2I1hom < I1 < I1hom |
2,6 |
1,8 |
4,3 |
3,9 | |||||
|
0,05I1hom < I1 < 0,2I1hom |
4,4 |
2,7 |
5,6 |
4,4 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
37 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
11ном — I1 — 1,211ном |
2,1 |
1,5 |
2,7 |
2,3 |
|
0,211ном — I1 < 11ном |
2,6 |
1,8 |
3,2 |
2,5 | |
|
0,0511ном —11 < 0,211ном |
4,7 |
2,9 |
5,5 |
3,8 | |
|
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с | |||||
|
П р и м е ч а н и я: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до +40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
41 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток (для счетчиков, включаемых через трансформатор), % от 1ном - ток (для счетчиков прямого включения), А - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °С |
от 99 до101 от 1 до 120 от 0,051 б до 1 макс от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток (для счетчиков, включаемых через трансформатор), % от 1ном - ток (для счетчиков прямого включения), А - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,051 б до 1 макс от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 0,5 |
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более |
3 |
|
УСПД - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
|
Сервер АИИС КУЭ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
Сервер АИИС КУЭ: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-СВЭЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТТЕ-А |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 УТ2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ 10-1 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-35 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
33 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ 10 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110М |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФМ-110 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТФМ-35-II |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.09 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
15 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
23 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
|
Счетчик электрической энергии |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
2 |
|
Счетчик электрической энергии |
ПСЧ-4ТМ.05МД |
3 |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭБ-1ТМ.03Т |
1 |
|
Счетчик электрической энергии |
ЕвроАЛЬФА |
32 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
ЭНКС-2 |
1 |
|
Сервер АИИС КУЭ |
VMware Virtual Platform |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Формуляр |
АСВЭ 557.00.000 ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская ТЭЦ АО «Кемеровская генерация», аттестованной ООО «АСЭ», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц Росаккредитации № RA.RU.314933.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Смотрите также
