Приложение к свидетельству № 65393
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 18
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» филиала
«Хабаровская генерация» АО «ДГК»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» филиала «Хабаровская генерация»
АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной
информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-йуровень-измерительныетрансформаторытока(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-йуровень - 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.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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 выход 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
Лист № 2
Всего листов 18
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 СУБЪЕКТАМ» 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
по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной
системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов единого календарного
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.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на
длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При
снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится
автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 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.
не ниже 1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПО:
- сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll
- АРМ Энергетика ASCUE_MZ4.dll
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c
cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
MD5
Значение
2
ТЕЛЕСКОП+
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
Идентификационные данные (признаки)
1
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Алгоритмвычисленияцифрового
идентификатора ПО
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы
с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -
высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 18
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Диспетчерское
наименование
присоединения
Вид
энергии
2706
СЭТ-4ТМ.03.01
0107070132
48000
2699
96000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Канал измеренийСостав измерительного канала
Метрологические
характеристики
№№ ИК
Вид СИ,
класс точности ,
коэффициент
трансформации,
регистрационный номер в
Федеральном
информационном фонде
(Рег. №)
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
ИВКЭ
Обозначение, типЗаводской номер
Основ-
ная
погреш-
ность
тации
Погреш-
ность ИК
в рабочих
условиях
ИК
эксплуа-
(±δ), %
(±δ), %
678910
ТТ
5
13062
13061
13060
ТН
4
АТЛП-10-1 У2
ВТЛП-10-1 У2
СТЛП-10-1 У2
А
В
НАМИ
-
10
-
95 УХЛ2
С
Турбогенератор ТГ №5
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
24
27
19
ТН
АТШВ 15 У3
ВТШВ 15 У3
СТШВ 15 У3
А
В
НАМИ
-
10
-
95 УХЛ2
С
123
Кт = 0,5S
Ктт = 4000/5
№ 30709-08
Кт = 0,5
1
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,2
Ктт = 8000/5
№ 5719-08
Кт = 0,5
2
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Турбогенератор ТГ №6
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
СЭТ-4ТМ.03М.010811090083
№ 36697-08
Активная1,02,9
Реактивная1,83,7
Лист № 4
Всего листов 18
2698
СЭТ-4ТМ.03М.01
0811090090
96000
2707
СЭТ-4ТМ.03
0102061030
96000
ТТ
1249; 1260
ТН
5
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ЗРУ-110 кВ,
ячейка №3, ВЛ-110 кВ
КТЭЦ-2 - КТЭЦ-1 №1 С-83
132000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Продолжение таблицы 2
678910
ТТ
5
218
222
224
ТН
4
АТШЛ-20-I УХЛ2
ВТШЛ-20-I УХЛ2
СТШЛ-20-I УХЛ2
А
В
НАМИ
-
10
-
95 УХЛ2
С
Турбогенератор ТГ №7
Счетчик
Активная1,02,7
Реактивная1,83,4
ТТ
221
223
219
ТН
АТШЛ-20-I УХЛ2
ВТШЛ-20-I УХЛ2
СТШЛ-20-I УХЛ2
А
В
НАМИ
-
10
-
95 УХЛ2
С
Турбогенератор ТГ №8
Счетчик
123
Кт = 0,2S
Ктт = 8000/5
№ 21255-03
Кт = 0,5
3
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 36697-08
Кт = 0,2S
Ктт = 8000/5
№ 21255-03
Кт = 0,5
4К
тн
=
6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,2S/0,5
Ксч =1
№ 27524-04
Активная0,82,2
Реактивная1,52,1
АТВ-110-I-2 У2 В
ТВ-110-I-2 У2 С
ТВ-110-I-2 У2 А
НАМИ-110 УХЛ1
3568
3630
3562
1257; 2694
ВНАМИ-110 УХЛ1
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 19720-06
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
№ 24218-08
СНАМИ-110 УХЛ1
1252; 2691
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
СЭТ-4ТМ.03М.010804100021
№ 36697-08
Активная1,05,0
Реактивная2,23,8
Лист № 5
Всего листов 18
ТТ
1249; 1260
ТН
6
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ЗРУ-110 кВ,
ячейка №2, ВЛ-110 кВ
КТЭЦ-2 - КТЭЦ-1 №2С-
84
Счетчик
132000
ТТ
1249; 1260
ТН
7
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ЗРУ-110 кВ,
ячейка №13, ВЛ-110 кВ
КТЭЦ-2-ПС: Парус -Т С-86
СЭТ-4ТМ.03.01
0107080663
132000
ТТ
1249; 1260
ТН
8
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ЗРУ-110 кВ,
ячейка №12, ВЛ-110 кВ
КТЭЦ-2 - ПС ТС-85
Счетчик
СЭТ-4ТМ.03.01
0108053186
132000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Продолжение таблицы 2
12
678910
4
АТВ-110-I-2 У2 В
ТВ-110-I-2 У2 С
ТВ-110-I-2 У2 А
НАМИ-110 УХЛ1
5
3582
3545
3565
1257; 2694
ВНАМИ-110 УХЛ1
СНАМИ-110 УХЛ1
1252; 2691
3
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 19720-06
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
№ 24218-08
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1СЭТ-4ТМ.03М.010811090478
№ 36697-08
Активная1,05,0
Реактивная2,23,8
АТВ-110-I-2 У2 В
ТВ-110-I-2 У2 С
ТВ-110-I-2 У2 А
НАМИ-110 УХЛ1
3564
3539
3561
1257; 2694
ВНАМИ-110 УХЛ1
СНАМИ-110 УХЛ1
1252; 2691
Счетчик
Активная1,05,0
Реактивная2,24,2
АТВ-110-I-2 У2 В
ТВ-110-I-2 У2 С
ТВ-110-I-2 У2 А
НАМИ-110 УХЛ1
3559
3598
3584
1257; 2694
ВНАМИ-110 УХЛ1
СНАМИ-110 УХЛ1
1252; 2691
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 19720-06
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
№ 24218-08
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 19720-06
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
№ 24218-08
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Активная1,05,0
Реактивная2,24,2
Лист № 6
Всего листов 18
СЭТ-4ТМ.03.01
0107078057
132000
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055074
42000
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055180
42000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Продолжение таблицы 2
678910
ТТ
ТН
4
ТБМО-110 УХЛ1
ТБМО-110 УХЛ1
ТБМО-110 УХЛ1
НАМИ-110УХЛ1
НАМИ-110УХЛ1
НАМИ-110УХЛ1
5
5547
5705
5706
1257; 2694
1249; 1260
1252; 2691
Комсомольская ТЭЦ-2
ЗРУ-110 кВ ячейка 8
ОВ-110кВ
Счетчик
Активная1,05,0
Реактивная2,24,2
ТТ
ТН
ТВ-35-VI ХЛ2
ТВ-35-VI ХЛ2
ТВ-35-VI ХЛ2
ЗНОМ-35-65 У1
ЗНОМ-35-65 У1
ЗНОМ-35-65 У1
3728
3725
3724
1001260
1001263
1001266
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), РУ-35 кВ
ВЛ-35 кВ
КТЭЦ-2 - ПС "ТН"
Т-
167
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
ТН
ТВ-35-VI ХЛ2
ТВ-35-VI ХЛ2
ТВ-35-VI ХЛ2
ЗНОМ-35-65 У1
ЗНОМ-35-65 У1
ЗНОМ-35-65 У1
3733
3735
3730
1001260
1001263
1001266
123
Кт = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 23256-11 С
Кт = 0,2 А
9
Ктн = 110000:√3/100:√3 В
№ 24218-08 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 46101-10 С
Кт = 0,5 А
10
Ктн = 35000:√3/100:√3 В
№ 912-70 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 46101-10 С
Кт = 0,5
А
11
Ктн = 35000:√3/100
:
√3
В
№ 912-70С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), РУ-35 кВ,
ВЛ-35кВ КТЭЦ-2 - ПС
Багерная - ЭТЗ
Т-160
Счетчик
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 7
Всего листов 18
НАМИ-10-95
УХЛ2
4538; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055143
7200
НАМИ-10-95
УХЛ2
4538; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055175
12000
НАМИ-10-95
УХЛ2
4538; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0107080027
7200
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Продолжение таблицы 2
678910
ТТ
4
ТПОЛ-10 У3
-
ТПОЛ-10 У3
5
9543
-
9577
ТН
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ, 1
секция-6 кВ, ячейка №1,
Фидер №1
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
ТПОЛ-10 У3
-
ТПОЛ-10 У3
10443
-
11779
ТН
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ,
1 секция-6 кВ, ячейка
№5, Фидер №5
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
ТПОЛ-10 У3
-
ТПОЛ-10 У3
9573
-
9545
ТН
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ,
1 секция-6 кВ, ячейка
№6, Фидер №6
Счетчик
123
Кт = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 1261-08 С
Кт = 0,5 А
12
Ктн = 6000/100 В
№ 20186-05 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S А
Ктт = 1000/5 В
№ 1261-08 С
Кт = 0,5 А
13
Ктн = 6000/100 В
№ 20186-05 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 1261-08 С
Кт = 0,5 А
14
Ктн = 6000/100 В
№ 20186-05 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 8
Всего листов 18
4538; 4546
Счетчик
СЭТ-4ТМ.03.01
0109054097
7200
ТТ
4538; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055124
12000
ТТ
4538; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109056011
12000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Продолжение таблицы 2
ТТ
123
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
4
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
5678910
9540
-
9530
ТН
А
В
НАМИ-10-95 УХЛ2
С
Кт = 0,5
15
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ,
Фидер №7
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Кт = 0,5S
Ктт = 1000/5
№ 1261-08
АТПОЛ-10 У39755
В - -
СТПОЛ-10 У310442
А
ТН
В
НАМИ-10-95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ,
1 секция-6 кВ, ячейка №11, 1 секция-6 кВ, ячейка №7,
Фидер №11
Счетчик
Кт = 0,5
16
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Кт = 0,5S
Ктт = 1000/5
№ 1261-08
АТПОЛ-10 У39803
В - -
СТПОЛ-10 У39746
ТН
А
В
НАМИ-10-95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ,
1 секция-6 кВ, ячейка
№13, Фидер №13
Счетчик
Кт = 0,5
17
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 9
Всего листов 18
4538; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109054210
7200
4538; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055197
3600
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109054040
7200
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Продолжение таблицы 2
678910
ТТ
5
10725
-
9536
ТН
4
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ,
1 секция-6 кВ, ячейка
№15, Фидер №15
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
10733
-
10646
ТН
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ,
1 секция-6 кВ, ячейка
№17, Фидер №17
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
9575
-
9538
ТН
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ ,
2 секция-6 кВ, ячейка
№27, Фидер №27
Счетчик
123
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
18
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 300/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
19
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
20
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 10
Всего листов 18
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055105
7200
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0107072215
7200
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055029
7200
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Продолжение таблицы 2
678910
ТТ
5
10143
-
10238
ТН
4
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
2 секция-6 кВ, ячейка
№29, Фидер №29
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
9702
-
10838
ТН
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ,
2 (110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ ,
секция-6 кВ, ячейка №31,
Фидер №31
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
9580
-
9534
ТН
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ,
2 секция-6 кВ, ячейка
№35, Фидер №35
Счетчик
123
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
21
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
22Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
23
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 11
Всего листов 18
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055046
7200
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055225
7200
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055165
12000
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Продолжение таблицы 2
678910
ТТ
5
9585
-
9582
ТН
4
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
секция-6 кВ, ячейка №37,
Фидер №37
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
9529
-
9544
ТН
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
2 секция-6 кВ, ячейка
№41, Фидер №41
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
10445
-
9698
ТН
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ , 2 (110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ , (110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ , 2
секция-6 кВ, ячейка №43,
Фидер №43
Счетчик
123
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
24Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
25
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 1000/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
26Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 12
Всего листов 18
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055189
12000
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055145
7200
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055024
7200
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Продолжение таблицы 2
678910
ТТ
5
11446
-
11782
ТН
4
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
секция-6 кВ, ячейка №45,
Фидер №45
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
10240
-
10241
ТН
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
2 секция-6 кВ, ячейка
№47, Фидер №47
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
9539
-
9535
ТН
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ , 2 (110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ , (110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ , 2
секция-6 кВ, ячейка №49,
Фидер №49
Счетчик
123
Кт = 0,5S
Ктт = 1000/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
27Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
28
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
29Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 13
Всего листов 18
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055013
12000
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109054104
12000
2704; 4546
СЭТ-4ТМ.03.01
0109055159
7200
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2
Зав. № 11150243
Рег. № 53992-13
Продолжение таблицы 2
678910
ТТ
5
9759
-
9758
123
Кт = 0,5S
Ктт = 1000/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
ТН
4
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ ,
2 секция-6 кВ, ячейка №51,
Фидер №51
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
9747
-
9756
30Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 1000/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
ТН
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ ,
2 секция-6 кВ, ячейка №53,
Фидер №53
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
10726
-
9546
31Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
ТН
АТПОЛ-10 У3
В -
СТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИ-10
-
95 УХЛ2
С
Комсомольская ТЭЦ-2
(110/35/6/0,4), ГРУ-6кВ,
2 секция-6 кВ, ячейка №57,
Фидер №57
Счетчик
32Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч =1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 14
Всего листов 18
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)·I
ном
, cosφ = 0,5 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии
от плюс 10 до плюс 30 °С.
4 Трансформаторы тока поГОСТ 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 измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2.
Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как
его неотъемлемая часть.
от 99 до 101
от 2(5) до 120
0,87
от +21 до +25
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
.
140000
2
Значение
2
от +21 до +25
от +18 до +22
от -45 до +40
от -40 до +60
от 0 до +40
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
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
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
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
90000
2
Лист № 15
Всего листов 18
Продолжение таблицы 3
12
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее88000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 24
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не более35
ИВКЭ:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не
менее35
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее3,5
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).
Лист № 16
Всего листов 18
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»
типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия
1
Трансформаторы тока ТЛП-10-1 У2
Трансформаторы тока ТШВ 15 У3
Трансформаторы тока ТШЛ-20-I УХЛ2
Трансформаторы тока ТВ-110-I-2 У2
Трансформаторы тока ТБМО-110 УХЛ1
Трансформаторы тока ТВ-35-VI ХЛ2
Трансформаторы тока ТПОЛ-10 У3
Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2
Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65 У1
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03
Контроллеры многофункциональные ARIS MT200
Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+
Методика поверки МП 206.1-113-2016
Паспорт - Формуляр РЭП.411711.ХГ-КТЭЦ-2.ФО
Количество, шт./экз.
2
3
3
6
12
3
6
42
7
6
3
4
28
1
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП206.1-113-2016«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
СП «Комсомольская ТЭЦ-2» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика
поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.11.2016 года.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки;
-
трансформаторовнапряжения-всоответствиисГОСТ8.216-2011
ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3…35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации,
МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 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;
Лист № 17
Всего листов 18
-
счетчиковСЭТ-4ТМ.03М-всоответствиисметодикойповерки
ИЛГШ.411152.145 РЭ1,являющейся
приложениемкруководствупоэксплуатации
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,
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, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
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 поверки.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
СП «Комсомольская ТЭЦ-2» 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 автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Акционерное общество «Дальневосточная генерирующая компания» (АО «ДГК»)
ИНН 1434031363
Адрес: 680000, г. Хабаровск, ул. Фрунзе, 49
Телефон: +7 (4212) 30-49-14
Факс: +7 (4212) 26-43-87
Лист № 18
Всего листов 18
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.