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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", 79458-20

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	79458-20
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
Изготовитель	Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск
Год регистрации	2020
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ARIS MT200 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту -АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (далее -ЭП) с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счечтиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+».

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

ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о, е м о Но		Измерительные компоненты					Метрологические характеристики ИК
о, е м о Но	Наименование объекта	ТТ	ТН	Счётчик	УСПД	Вид электро энергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.1, фидер 6кВ №1	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
2	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.2, фидер 6кВ №2	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
3	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.4, фидер 6кВ №4	ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 47959-11	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12	ARIS MT200 Рег. № 53992-13	активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
4	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.5, фидер 6кВ №5	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
5	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6кВ, яч.6, фидер 6кВ №6	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9

1	2	3	4	5	6	7	8	9
6	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.7, фидер 6кВ №7	ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 47959-11	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
7	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6кВ, яч.8, фидер 6кВ №8	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
8	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6кВ, яч.20, фидер 6кВ №20	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
9	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6кВ, яч.23, фидер 6кВ №23	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04	ARIS MT200 Рег. № 53992-13	активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
10	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6кВ, яч.25, фидер 6кВ №25	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
11	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6кВ, яч.26, фидер 6кВ №26	ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 47959-11	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
12	Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6кВ, яч.28, фидер 6кВ №28	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9

1	2	3	4	5	6	7	8	9
13	РУ-35 кВ Береговая насосная станция 1 подъема на реке Амур (БНА) Хабаровской ТЭЦ-1, КРУ-6 кВ, резервная секция 6 кВ, яч.20	ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 25433-08	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04	ARIS MT200 Рег. № 53992-13	активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
14	РУ-35 кВ Береговая насосная станция 1 подъема на реке Амур (БНА) Хабаровской ТЭЦ-1, КРУ-6 кВ, 1 секция 6 кВ, яч.1	ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 25433-08	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
15	РУ-35 кВ Береговая насосная станция 1 подъема на реке Амур (БНА) Хабаровской ТЭЦ-1, КРУ-6 кВ, 2 секция 6 кВ, яч.2	ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 25433-08	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
16	РУ-6 кВ Станция осветленной воды (СОВ) Хабаровской ТЭЦ-1, КРУ-6 кВ, ввод-1 6 кВ	ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 25433-08	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8
17	РУ-6 кВ Станция осветленной воды (СОВ) Хабаровской ТЭЦ-1, ввод 6 кВ ТСН-1	ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 7069-07	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,1 ± 7,1

1	2	3	4	5	6	7	8	9
18	РУ-6 кВ Станция осветленной воды (СОВ) Хабаровской ТЭЦ-1, КРУ-6 кВ, ввод-2 6 кВ	ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 25433-08	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04	ARIS MT200 Рег. № 53992-13	активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8
19	РУ-6 кВ Станция осветленной воды (СОВ) Хабаровской ТЭЦ-1, ввод 6 кВ ТСН-2	ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 7069-07	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,1 ± 7,1
20	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.1Б, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Южная №1 (С-1)	ТВ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8
21	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.2, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Горький №1 (С- 3)	ТВ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8
22	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.6, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС: МЖК-АК-Корфовская №1 (С- 5)	ТВ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8

1	2	3	4	5	6	7	8	9
23	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.10, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС: Городская-Ц-Энергомаш-Здоровье-РЦ (С-7)	ТВ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 750/5 Рег. № 19720-06	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8
24	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.1А, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Южная №2 (С-2)	ТВ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8
25	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.4, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Горький №2 (С-4)	ТВ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04	ARIS MT200 Рег. № 53992-13	активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8
26	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.8, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС: МЖК-АК-Корфовская №2 (С-6)	ТВ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8
27	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.11, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС: Городская-Ц-Энергомаш-РЦ (С-8)	ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 750/5 Рег. № 19720-06	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08		активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8

1	2	3	4	5	6	7	8	9
28	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.13, ОМВ-110кВ	ТВ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06	НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04	ARIS MT200 Рег. № 53992-13	активная реактивная	± 1,0 ± 2,5	± 4,0 ± 6,8
29	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.1, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС СМ №1 (Т-1)	ТВ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	ЗНОЛ-35Ш Кл. т. 0,5 Ктн 35000/V3/100/V3 Рег. № 21257-06	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
30	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.4, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС БН №1 (Т-3)	ТВ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. №19720-06	ЗНОЛ-35Ш Кл. т. 0,5 Ктн 35000/V3/100/V3 Рег. № 21257-06	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
31	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.8, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Трампарк №1 (Т-5)	ТВ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	ЗНОЛ-35Ш Кл. т. 0,5 Ктн 35000/V3/100/V3 Рег. № 21257-06	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
32	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.14, КЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-Индустриальная №1	ТПЛ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11	ЗНОЛ-35Ш Кл. т. 0,5 Ктн 35000/V3/100/V3 Рег. № 21257-06	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
33	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.2, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС СМ №2 (Т-2)	ТВ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III Кл.т. 0,5 Ктн 35000/V3/100/V3 Рег. № 57878-14	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9

1	2	3	4	5	6	7	8	9
34	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.6, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС БН №2 (Т-4)	ТВ-35 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III Кл.т. 0,5 Ктн 35000/V3/100/V3 Рег. № 57878-14	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04	ARIS MT200 Рег. № 53992-13	активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
35	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.10, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Трампарк №2 (Т-6)	ТВ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06	ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III Кл.т. 0,5 Ктн 35000/V3/100/V3 Рег. № 57878-14	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
36	Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.16, КЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-Индустриальная №2	ТПЛ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11	ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III Кл.т. 0,5 Ктн 35000/V3/100/V3 Рег. № 57878-14	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная	± 1,2 ± 2,8	± 4,0 ± 6,9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с							±5
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана соБф = 0,8 инд 1=0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 36 от минус 40 до плюс 60 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	36
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности СОБф	0,9
- температура окружающей среды, оС	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 47,5 до 52,5
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС	от -60 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков, оС:	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера, оС	от +10 до +30
- температура окружающей среды в месте расположения
УСПД, оС	от 0 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01	90 000
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01	165 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	88 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	24
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	114
- при отключении питания, лет, не менее	АП 40
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее	45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее	1 П 10
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств	3,5
измерений, лет, не менее

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

- журнал УСПД:

- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

- попыток несанкционированного доступа;

- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;

- перезапусков ИВКЭ;

- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- результатов самодиагностики;

- отключения питания.

- журнал сервера:

- изменение значений результатов измерений;

- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

- пропадание питания;

- замена счетчика;

- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

электросчетчика;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ СП «Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Тип/Обозначение	Количество, шт./Экз.
Трансформатор тока	ТПОЛ-10	18
Трансформатор тока	ТОЛ-10	13
Трансформатор тока	ТЛО-10	10
Трансформатор тока	ТВ-110	27
Трансформатор тока	ТВ-35	18
Трансформатор тока	ТПЛ-35	6
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	2
Трансформатор напряжения	НАМИ-10	2
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	3
Трансформатор напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-35Ш	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03.01	29
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	7
Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВ	ARIS MT200	1
Программное обеспечение	ПО «ТЕЛЕСКОП+»	1
Методика поверки	МП СМО-1805-2020	1
Паспорт-Формуляр	РЭСС.411711.АИИС. 776.01 ПФ	1
Поверка осуществляется по документу МП	СМО-1805-2020 «Система	автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 29.05.2020 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;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ«Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- УСПД ARIS MT200 - по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;

- устройство синхронизации времени Радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;

- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;

- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;

- термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;

- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 257-49.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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