| Номер в госреестре | 71179-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" |
| Изготовитель | АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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.
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.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Метрологические характеристики | ||||||||
| 1 № | Диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) | Обозначение, тип | о « и н « н н К | ИВКЭ | Вид энергии | Основная погрешность ИК (±5), % | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||
| Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №1 | GO о" 1 1 т К | А | ТЛШ-10 У3 | |||||||
| н н | Ктт = 4000/5 | В | ТЛШ-10 У3 | |||||||
| № 11077-03 | С | ТЛШ-10 У3 | ||||||||
| К н | К н II 0, 5 | А | о о о 00 | (N < 2 i о 2 1 1 rjJ (N О m о ^ Q % о «3 S * | Активная | 1,1 | 4,8 | |||
| 1 | Ктн = 6000/100 | В | НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
| № 20186-05 | С | Реактивная | 2,3 | 2,8 | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | ||||||||
| Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №2 | ,2 0, II т К | А | ТШВ 15 | |||||||
| н н | Ктт = 8000/5 | В | ТШВ 15 | |||||||
| № 5719-08 | С | ТШВ 15 | ||||||||
| К н II 0, 5 | А | НОЛ.08-6УТ2 | 00096 | Активная | 1,0 | 2,9 | ||||
| 2 | К н | Ктн = 6000/100 | В | НОЛ.08-6УТ2 | ||||||
| № 3345-04 | С | НОЛ.08-6УТ2 | Реактивная | 1,8 | 2,6 | |||||
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 | СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
| № 27524-04 | ||||||||||
Продолжение таблицы 2
Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №5
Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №4
Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №3
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
тт
Счетчик
ТН
тт
н
X
| Ю* | Kth |
| LtJ | II |
| LtJ | Ov |
| о | |
| о | |
| 1 о | о |
| -Pi. | |
| о о |
н
| ю* | Ктн |
| LtJ | II |
| LtJ | Ov |
| о | |
| о | |
| 1 о | о |
| -р*. | |
| о о |
н
о
о
о
о
| w | |||
| w H | io* IS) | 3 II | н |
| II JO | IS) | 00 о о | II JO "ю |
| L/x | о | о | m |
| 00 |
| iо* | Ктт | ю* | |
| IS) | н | 1S) | |
| II | ^1 | ||
| IS) | 00 о о | II JO “ю | 1S) -р*. |
| о | о | т | о |
| 00 | -р*. |
н
II
JO
сг>
^ я
^ НН Н
OJ W II
№ Л я
^ Л £
о ^ ^ 00
н
5!”я
£ Л й
о ^ ^
"о
Ю
I
О
U>
§ О о bj о сл
о
о
>
>
td
td
>
td
>
td
>
td
td
>
о
о
о
о
о
о
О
(J
Н
■
н
£
о
OJ
0
(J
н
1
-р*.
н
£
о
OJ
0
(J
н
1
-р*.
н
£
о
OJ
160000
96000
96000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 per. № 53992-13
Ov
4
<T>
рэ
Я
н
к
со
X
p
4
<T>
РЭ
Я
H
s
CO
X
F
4
<T>
РЭ
Я
H
s
CO
X
p
>
n
X
td
X
p
>
n
X
td
X
p
>
n
X
td
X
p
00
00
00
Js)
JS)
JS)
LtJ
LtJ
Ъо
LtJ
Ъо
VO
Продолжение таблицы 2
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-1 ЮкВ, яч.15, BJI 1 ЮкВ Амурская ТЭЦ-1 -Амурмаш-ЛДК №1 (С-89)
Счетчик
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-1 ЮкВ, яч.8, В Л-1 ЮкВ Амурская ТЭЦ-1 -Падали-Эльбан №2 (С-88)
Счетчик
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-1 ЮкВ, яч.11, ВЛ-110кВ Амурская ТЭЦ-1-Эльбан №1 (С-87)
Счетчик
о\
н
х
н
X
н
X
i?
Ю
to
00
I
о
00
| i? | |||
| о | IO | ||
| о | н | VO | И |
| о | II | ^1 | II |
| о | ю | С\ | |
| о | о | о | |
| OJ | "ю | 1 о | о |
| ON | 'VI |
H
сr>
о
о
iо*
iо*
ю
ю
00
I
о
00
iо*
н
н
II
JO
СП
H
II
JO
сr>
ю*
ю
-р*.
ю
00
I
о
00
to
i-C
Ю II
о ^ -р*.
to
^ 9
i-C
Ю || о ^
н
н
VO Ю On
VO Ю On
ю
-р*.
I
о
-р*.
.V о иг bJ
о
о
JO
IO
8'£
Sa
о
о
td
>
td
>
td
>
td
>
td
>
td
>
о
о
о
о
О
о
0
(J
н
1
н
о
OJ
0
(J
н
1
н
о
OJ
О
(J
Н
■
н
о
OJ
н
td
ю
ю
132000
132000
132000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 рег. № 53992-13
о\
Tf
о
рэ
Я
н
К
со
X
р
SQ
TI
<т>
РЭ
Я
н
К
со
X
р
SQ
TI
<т>
РЭ
Я
н
К
со
X
Р
SQ
>
п
X
со
X
р
SQ
>
п
X
со
X
р
SQ
>
п
X
со
X
р
SQ
ю
Ю
ю
td
о
<т>
*1
о
Й
к
о
н
о
со
чУ1
“о
yi
“о
yi
“о
К
о
н
00 'Л
Продолжение таблицы 2
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.1, BJI 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Комсомольская (С-71)
Счетчик
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-1 ЮкВ, яч.2, ВЛ 1 ЮкВ Амурская ТЭЦ-1 -Хурба (С-72)
Счетчик
VO
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.13, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Амурмаш-ЛДК №2 (С-90)
Счетчик
н
х
н
X
н
X
iо*
ю
-р*.
ю
00
I
о
00
^ НН Н
Ю ^ II
^ S я
£ Л £
о ^ ^ “о
^ нн н
Ю ^ II
^ S о
£ 11 й
^ НН Н
OJ W II
о! л я
^ л £
о ^ ^
00 V.
о
о
о
о
о
о
о
о
н
н
н
н
VO
Ю а\
о о
о Q
ON ^
VO
Ю On
о о
о Q
ON ^
VO
Ю On
о о
о Q
On ^
о
g-'b
о
о
оо
сл
о
00
о
-р*.
о
о
о
о
>
ю
ю
>
td
>
ю
>
И
и
>
о
о
о
о
о
о
>
0
(J
н
1
-р*.
н
£
о
OJ
0
(J
н
1
-р*.
н
о
OJ
О
(J
Н
■
-Р*.
Н
о
LtJ
к
к
к
| К 1 | К 1 | К 1 |
| о | о | о |
К
К
н
и
К
К
ю
ю
132000
132000
132000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 рег. № 53992-13
On
TI
<т>
РЭ
я
н
К
со
X
Р
TI
<т>
РЭ
Я
н
К
со
X
р
TI
<Т>
РЭ
Я
н
К
со
X
р
>
п
X
СИ
X
р
>
П
X
со
X
Р
>
П
X
со
X
Р
Ю
ю
ю
-р*.
-р*.
OJ
Ъо
чУ1
"о
чУ1
"о
yi
"о
Продолжение таблицы 2
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-3 5кВ, яч.10, BJI 35кВ Амурская ТЭЦ-1 -Центральная №2 (Т-4)
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 1 секция-3 5кВ, яч.З, BJI 35кВ Амурская ТЭЦ-1 - Центральная №1 (Т-2)
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-11 ОкВ, яч. 10, ОМВ-1 ЮкВ
Счетчик
Счетчик
Счетчик
ТН
тт
ТН
тт
ТН
тт
н
X
н
X
II
1°* W ни
о £
о\ о ^ о II
00 ^
OJ
о
о
н
X
| Кт | ю* |
| II | IS) |
| JO | IS) |
| сг> | ^1 |
| 1—1 | о |
| ъ> | On |
w ни
о 5* 8 "
oj 'Ui
о
о
| ю* | Ктт | ю* | |
| OJ | н | IS) | |
| о | II | II | ^1 |
| OJ | |||
| ^1 | On | JO | IS) |
| 0 1 о | о о | СЛ | 1 о |
| -р*. |
н
^ ни
л
Ю II
Л
о ^ -р*.
н
II
JO
СП
о
о
о
о
н
is>
^ S О
Ю II ^
U)
8 " О On
н
VO
Ю On
о о
о Q
On ^
СП
о
-р*.
О -Ltl
о
00
о
о
td
>
td
>
td
>
td
>
td
>
td
>
о
о
о
о
о
о
о
(J
Н
■
-р*.
Н
о
OJ
0
(J
н
1
-р*.
н
о
OJ
0
(J
н
1
-р*.
н
о
OJ
н
td
ю
ю
42000
42000
132000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 рег. № 53992-13
On
TI
<т>
РЭ
п
X
со
X
РЭ
TI
о
РЭ
п
X
со
X
РЭ
TI
о
РЭ
п
X
со
X
РЭ
>
я
Н
К
со
X
РЭ
>
Я
н
К
со
X
Р
>
Я
н
К
со
X
рэ
Js)
JS)
1S)
1S)
1S)
-Р*.
"to
-Р*.
"to
чУ1
"о
Продолжение таблицы 2
Ov
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.9, BJI 35 кВ Амурская ТЭЦ-1 -КТПН -Городская №2 (Т-3)
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 1 секция-35кВ, яч.2, BJI 35кВ Амурская ТЭЦ-1 - КТПН -Городская №1 (Т-1)
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35 кВ, 1 секция-3 5 кВ, яч.1, BJI 35кВ Амурская ТЭЦ-1-АГМК №1 (Т-5)
Счетчик
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
н
х
H
X
II
io* bJ £ О
5 g
OJ u
oo
| iо* | Кт | ю* | |
| LtJ | II | to | |
| On On | о -С | JO | IS) |
| VO | II | ||
| ^1 i | СЛ | ^1 1 | |
| О | о | ||
| 00 | "о | Ov |
W
| Кт | ю* |
| II | IS) |
| JO | IS) |
| сг> | ^1 |
| 1—1 | о |
| ъ> | Ov |
| ю* | Ктт | ю* | |
| LtJ | н | IS) | |
| о | II | II | ^1 |
| OJ | |||
| ^1 | Ov | JO | IS) |
| 0 1 о | о о | СЛ | 1 о |
| -р*. |
| i? | w |
| IO u> | 3 |
| о | II |
| U> | 1 |
| -J | 0\ |
| о | о |
| 1 | о |
| о | |
W
н
сr>
IO'
^1
VO
00 ^
3 2? g ii
oj 'Ui
о
о
3 2? g и
^ о oj 'Ui
о
о
IS) ^ II
^ А Я £ 11 £
о
о
о
td
>
td
>
td
>
td
>
td
>
td
>
О
о
о
о
о
о
О
(J
Н
■
н
£
о
0
(J
н
1
-р*.
н
£
о
0
(J
н
1
-р*.
н
£
о
10500
42000
42000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 per. № 53992-13
Ov
Tf
о
РЭ
п
X
со
X
рэ
TI
О
рэ
п
X
СИ
X
рэ
TI
<т>
РЭ
п
X
со
X
рэ
>
я
Н
К
со
X
рэ
>
Я
н
К
со
X
р
>
Я
н
К
со
X
рэ
JS)
JS)
JS)
Ю
ю
Ю
jP*.
LtJ
"vO
VO
Продолжение таблицы 2
ю
о
VO
00
Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.11, BJI 35кВ Амурская ТЭЦ-1-АГМК №2 (Т-6)
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-бкВ, яч.1, Фидер 1В
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-бкВ, яч.1, Фидер 1А
Счетчик
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
н
д
| ю* | W | Кт | ю* |
| to | II | to | |
| ^1 | о л | JO | о |
| to | II | 'ui | 00 |
| 1 | сг> | Ov 1 | |
| о | о | ||
| -р*. | "о |
н
д
II
ON
о
о
о
о
о
н
II
JO
'Л
^ н'
Ф д
ю II
2 о
00 §
? о
о ^
^ о о
| ю* | W | ||
| н | Ю | н | |
| II | -Р*. | II | II |
| II JO | ^1 OJ 1 | Ю О | II JO |
| 'ui | Ov VO | о |
iо*
Ov
^1
OJ
00
iо*
^1
VO
00 LT, “
| о
< сл
^ S3 «
Z 3 н
ю II II
2 00 О
' 2 In
оо ^ м 00
^ НН Н
OJ W II
о! л я
^ Л £
о ^ ^ 00 >.
н
w нн
о 5* 8 "
oj 'Ui
о
о
у О
л
Ю ||
Л
о ^
JO
'Л
сг>
ю
>
>
ю
>
>
Ю
>
ю
>
ю
Ю
о
о
о
О
О
О
0
(J
н
1
-р*.
н
о
OJ
0
(J
н
1
-р*.
н
£
о
OJ
О
(J
Н
■
-Р*.
н
о
OJ
я
Я
Я
Я
| н | Н | Н |
| я | Я | Я |
| OJ | OJ | OJ |
VO
VO
2400
9600
10500
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 рег. № 53992-13
о\
Tf
о
РЭ
п
д
со
Д
рэ
TI
<т>
РЭ
п
д
со
Д
рэ
TI
<т>
РЭ
п
д
со
Д
рэ
>
я
Н
д
со
Д
Р
>
Я
н
д
со
д
Р
>
Я
н
д
со
д
РЭ
JS)
JS)
JS)
Ю
Ю
ю
OJ
"vO
чУ1
vo
Продолжение таблицы 2
ю
LtJ
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-бкВ, яч.6, Фидер 6В
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-бкВ, яч.6, Фидер 6А
Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-бкВ, яч.2, Фидер 2В
Счетчик
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
тт
ТН
тт
| ю* | Кт | ю* | |
| to | II | IS) | |
| ^1 | о л | JO | о |
| to | II | 'ui | 00 |
| -Р*. ■ | СЛ | On i | |
| О | О | ||
| -р*. | “о |
н
н
о
о
о
о
о
| ю* | Кт | ю* | |
| ю | II | ю | |
| ■о Ltl | о л | JO | о |
| IS) | II | 'ui | 00 |
| 1 | СЛ | OV 1 | |
| о | о | ||
| -р*. | “о |
н
X
о
о
о
о
о
| ю* | Кт | ю* | |
| 1S) | II | ю | |
| ^1 | о л | JO | о |
| 1S) | II | 'ui | 00 |
| -р*. 1 | СЛ | Ov 1 | |
| о | о | ||
| -р*. | “о |
н
С\
о
н
^ S3 «
Z 3 н
Ю II II
2 О
2 2 сл
00 ^
^ S3 «
Z 3 н
Ю II II
2 w о
2 ° ^
00 ^
ю
ON
On О 1й
о
о
td
>
td
>
td
>
td
>
td
>
td
>
О
о
о
о
о
о
0
(J
н
1
-р*.
н
о
OJ
0
(J
н
1
-р*.
н
о
OJ
0
(J
н
1
-р*.
н
о
OJ
н
Я
О
7200
3600
7200
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 рег. № 53992-13
о\
Tf
о
рэ
п
X
со
X
рэ
TI
<т>
рэ
п
X
со
X
рэ
TI
<т>
рэ
п
X
со
X
рэ
>
я
Н
К
со
X
Р
>
Я
н
К
со
X
р
>
Я
н
К
со
X
р
Js)
JS)
JS)
1S)
to
to
VO
"to
"to
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||
| 1 Р* V U « pq <С 2 н§& § «я 3 8 0 £ ^ 3 т •< и VO | S ,5 о~ II т К | А | ТПОЛ-10 У3 | |||||||
| н н | Ктт = 600/5 | В | - | |||||||
| № 1261-08 | С | ТПОЛ-10 У3 | ||||||||
| Я н | ,5 0, 1 1 т К | А | 7200 | Активная | 1,2 | 5,1 | ||||
| 24 | Ктн = 6000/100 | В | НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
| № 20186-05 | С | Реактивная | 2,5 | 4,2 | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||
| Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | (N < £ и 2 1 1 н ^ i сь о т о т Q % ■ о и О (U (N Л Н 00 | ||||||||
| 1 <N V U « н § £ % * к « Щ ft о о w Л (N ^ , S pq vo | S ,5 о" 1 1 т К | А | ТПОЛ-10 У3 | |||||||
| н н | Ктт = 600/5 | В | - | |||||||
| № 1261-08 | С | ТПОЛ-10 У3 | ||||||||
| Я н | ,5 0, II т К | А | 7200 | Активная | 1,2 | 5,1 | ||||
| 25 | Ктн = 6000/100 | В | НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
| № 20186-05 | С | Реактивная | 2,5 | 3,9 | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | ||||||||
| 1 00~ <N С^ V U * ^ ^Э 00 £ i ^ н §■ э « Н S ^ ^0 о о ^ С1 у, S pq vo | Кт = 0,5S | А | ТПОЛ-10 У3 | |||||||
| н н | Ктт = 300/5 | В | - | |||||||
| № 1261-08 | С | ТПОЛ-10 У3 | ||||||||
| Я н | ,5 0, 1 1 т К | А | 3600 | Активная | 1,2 | 5,1 | ||||
| 26 | Ктн = 6000/100 | В | НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
| № 20186-05 | С | Реактивная | 2,5 | 4,2 | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||
| ►-J ^ и £ н | g « Я S ев И rv И <U V О о £ <N 3 ffl <1 W VO | S ,5 о~ II т К | А | ТПОЛ-10 У3 | |||||||
| н н | Ктт = 300/5 | В | - | |||||||
| № 1261-08 | С | ТПОЛ-10 У3 | ||||||||
| X н | ,5 0, 1 1 т К | А | о о vo m | Активная | 1,1 | 4,8 | ||||
| 27 | Ктн = 6000/100 | В | НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
| № 20186-05 | С | Реактивная | 2,3 | 2,8 | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 | |||||||||
| Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | (N < 2 о 2 1 1 m (N О m о ^ Q % о <5 £ ^ GO | ||||||||
| I ОО^ t* ч Рн Г U « ~ И < ,й 00 Э ^ н § & 3 *К « Щ ft g о W ^ С1 ^ , S pq vo | S ,5 о~ 1 1 т К | А | ТОЛ-10-1-2 У2 | |||||||
| н н | Ктт = 300/5 | В | - | |||||||
| № 15128-07 | С | ТОЛ-10-1-2 У2 | ||||||||
| X н | ,5 0, II т К | А | о о vo m | Активная | 1,2 | 5,1 | ||||
| 28 | Ктн = 6000/100 | В | НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
| № 20186-05 | С | Реактивная | 2,5 | 4,2 | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
| 1 ОО^ t* ч U « s§ Я vo ^ р « Л Hsu к; я' Э ^ ^ ? « Я в о ° ^ С1 у, S pq vo | Кт = 0,5S | А | ТОЛ-10-1-2 У2 | |||||||
| н н | Ктт = 800/5 | В | - | |||||||
| № 15128-07 | С | ТОЛ-10-1-2 У2 | ||||||||
| X н | ,5 0, 1 1 т К | А | 0096 | Активная | 1,2 | 5,1 | ||||
| 29 | Ктн = 6000/100 | В | НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
| № 20186-05 | С | Реактивная | 2,5 | 4,2 | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||
| ►J VO VO & F 1—I tR ^ PQ <С и vo ^ ^ 1-Н W Оч К (U 3 ^ S 3 и к X (П ,rv 0^t7 £ ^ «1 я ^ и vo | S ,5 о~ II т К | А | ТЛО-10-3 У2 | |||||||
| н н | Ктт = 300/5 | В | - | |||||||
| № 25433-08 | С | ТЛО-10-3 У2 | ||||||||
| Я н | К н II 0, 5 | А | о о vo m | (N < £ и 2 1 1 н ^ 1 О СП о ш Q % 1 О и О (U (N Л Н &о нн | Активная | 1,1 | 4,8 | |||
| 30 | Ктн = 6000/100 | В | НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
| № 20186-05 | С | Реактивная | 2,3 | 2,8 | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 | СЭТ-4ТМ.03 | ||||||||
| № 27524-04 | ||||||||||
| VO & F 1—I tR ^ pq pq И VO й ю ю О 1 н « а s 2. « я ч S * 5 Sge vo | S ,5 о~ 1 1 т К | А | ТОЛ-10-1-2 У2 | |||||||
| н н | Ктт = 300/5 | В | - | |||||||
| № 15128-07 | С | ТОЛ-10-1-2 У2 | ||||||||
| Я н | К н II 0, 5 | А | о о vo m | Активная | 1,2 | 5,1 | ||||
| 31 | Ктн = 6000/100 | В | НАМИ-10-95 УХЛ2 | |||||||
| № 20186-05 | С | Реактивная | 2,5 | 4,2 | ||||||
| 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)1ном, соБф = 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 ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности СОБф температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 ГОСТ 26035-83 | от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от -40 до +60 от 0 до +40 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000 2 90000 2 |
Лист № 15 Всего листов 18
| 1 | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 88000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | 35 |
| направлениях, 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 | 3,5 |
| измерений, лет, не менее |
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);
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
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. |
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.
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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»
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
