ГРСИ 71179-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
71180-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" Нет данных, ГРСИ 71179-18

Смотреть ГРСИ
71178-18

Номер госреестра:

71179-18

Наименование СИ:

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

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ ХГ-АТЭЦ-1/2018

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 69880

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 18

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская

генерация» АО «ДГК»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация»

АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии,

а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи

полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизи-

рованную 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-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.

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 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.

Лист № 2

Всего листов 18

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ,

созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено

для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией

времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования -

ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД

ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со

спутником не более ±1 мс.

УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени

счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при

расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата,

часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах

корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий

корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью

которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения

измерительной информации.

Значение

ТЕЛЕСКОП+

не ниже 1.0.1.1

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО:

- сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll

- АРМ Энергетика ASCUE_MZ4.dll

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c

cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca

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.

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 СИ, trial

точности ,

коэффициент трансформации,

регистрационный номер в

Федеральном информационном

фонде (рег. №)

Вид

энергии

Основная

погреш-

ность ИК

(±δ), %

Погреш-

ность ИК в

рабочих

условиях

эксплуа-

тации

(±δ), %

Счетчик

№ 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

СЭТ-4ТМ.03.01

96000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. №

53992-13

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Канал измеренийСостав измерительного каналаМетрологические характеристики

№№ ИК

ТТ

·К

ТН

·К

СЧ

ИВКЭ

Обозначение, тип

6789

ТТ

ТН

АТЛШ-10 У3

ВТЛШ-10 У3

СТЛШ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

123

Кт = 0,5S

Ктт = 4000/5

№ 11077-03

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 20186-05

Амурская ТЭЦ-1,

Турбогенератор ТГ №1

48000

Активная1,14,8

Реактивная2,32,8

ТТ

ТН

АТШВ 15

ВТШВ 15

СТШВ 15

АНОЛ.08-6УТ2

ВНОЛ.08-6УТ2

СНОЛ.08-6УТ2

Амурская ТЭЦ-1,

Турбогенератор ТГ №2

Счетчик

Кт =0,2

Ктт = 8000/5

№ 5719-08

Кт = 0,5

2Ктн = 6000/100

№ 3345-04

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Активная1,02,9

Реактивная1,82,6

Лист № 4

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03.01

96000

СЭТ-4ТМ.03.01

96000

СЭТ-4ТМ.03М.01

160000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. №

53992-13

Продолжение таблицы 2

56789

ТТ

ТН

АТШЛ-20-1 УХЛ2

ВТШЛ-20-1 УХЛ2

СТШЛ-20-1 УХЛ2

А НОЛ.08-6УТ2

В НОЛ.08-6УТ2

С НОЛ.08-6УТ2

Амурская ТЭЦ-1,

Турбогенератор ТГ №3

Счетчик

Активная1,02,7

Реактивная1,83,8

ТТ

ТН

АТШЛ-20-1 УХЛ2

ВТШЛ-20-1 УХЛ2

СТШЛ-20-1 УХЛ2

А НОЛ.08-6УТ2

В НОЛ.08-6УТ2

С НОЛ.08-6УТ2

Амурская ТЭЦ-1,

Турбогенератор ТГ №4

Счетчик

Активная1,02,7

Реактивная1,83,8

ТТ

ТН

АТШЛ-20-1 УХЛ2

ВТШЛ-20-1 УХЛ2

СТШЛ-20-1 УХЛ2

А ЗНОЛ.06-10

В ЗНОЛ.06-10

С ЗНОЛ.06-10

Амурская ТЭЦ-1,

Турбогенератор ТГ №5

Счетчик

123

Кт =0,2S

Ктт = 8000/5

№ 21255-03

Кт = 0,5

3Ктн = 6000/100

№ 3345-04

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Кт =0,2S

Ктт = 8000/5

№ 21255-08

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 3345-04

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Кт =0,2S

Ктт = 8000/5

№ 21255-08

Кт = 0,5

5Ктн = 10000:√3/100:√3

№ 46738-11

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 36697-08

Активная1,02,7

Реактивная1,83,4

Лист № 5

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03.01

132000

СЭТ-4ТМ.03.01

132000

СЭТ-4ТМ.03.01

132000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. №

53992-13

Продолжение таблицы 2

56789

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2 У2

НАМИ-110 УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

110кВ, яч.11, ВЛ-110кВ

Амурская ТЭЦ-1-Эльбан

№1 (С-87)

Счетчик

123

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,2 А

Ктн = 110000:√3/100:√3 В

№ 24218-08 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Активная1,05,0

Реактивная2,24,2

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2 У2

НАМИ-110 УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

110кВ, яч.8, ВЛ-110кВ

Амурская ТЭЦ-1 -

Счетчик

Активная1,05,0

Реактивная2,24,2

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2 У2

НАМИ-110 УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

110кВ, яч.15, ВЛ 110кВ

Амурская ТЭЦ-1 -

Амурмаш-ЛДК №1 (С-89) Падали-Эльбан №2 (С-88)

Счетчик

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,2 А

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

№ 19720-06 С

Кт = 0,2 А

Ктн = 110000:√3/100:√3 В

№ 24218-08 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Активная1,05,0

Реактивная2,24,2

Лист № 6

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03М.01

132000

СЭТ-4ТМ.03.01

132000

№ 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

132000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. №

53992-13

Продолжение таблицы 2

56789

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2 У2

НАМИ-110 УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

110кВ, яч.13, ВЛ 110кВ

Амурская ТЭЦ-1 -

Амурмаш-ЛДК №2

(С-90)

Счетчик

Активная1,05,0

Реактивная2,23,8

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2 У2

НАМИ-110 УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

110кВ, яч.2, ВЛ 110кВ

Амурская ТЭЦ-1 -Хурба

(С-72)

Счетчик

Активная1,05,0

Реактивная2,24,2

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2 У2

НАМИ-110 УХЛ1

123

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,2 А

9 Ктн = 110000:√3/100:√3 В

№ 24218-08 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 36697-08

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,2 А

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

№ 19720-06 С

Кт = 0,2

Ктн = 110000:√3/100:√3В

№ 24218-08

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

110кВ, яч.1, ВЛ 110кВ

Амурская ТЭЦ-1 -

Комсомольская (С-71)

Счетчик

Активная1,05,0

Реактивная2,24,2

Лист № 7

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03.01

132000

СЭТ-4ТМ.03.01

42000

СЭТ-4ТМ.03.01

42000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. №

53992-13

Продолжение таблицы 2

56789

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2 У2

НАМИ-110 УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

110кВ, яч.10, ОМВ-

110кВ

Счетчик

Активная1,05,0

Реактивная2,24,2

ТТ

ТН

GDS 40,5

ЗНОЛ-35III УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

35кВ, 1 секция-35кВ,

яч.3, ВЛ 35кВ Амурская

(Т-2)

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

GDS 40,5

ЗНОЛ-35III УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

35кВ, 2 секция-35кВ,

яч.10, ВЛ 35кВ Амурская

ТЭЦ-1 -Центральная №2 ТЭЦ-1 - Центральная №1

(Т-4)

Счетчик

123

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,2 А

12 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

№ 30370-05 С

Кт = 0,5 А

13 Ктн = 35000:√3/100:√3 В

№ 21257-06 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 30370-05 С

Кт = 0,5 А

14 Ктн = 35000:√3/100:√3 В

№ 46738-11 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

Лист № 8

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03.01

42000

СЭТ-4ТМ.03.01

42000

СЭТ-4ТМ.03М.01

10500

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

56789

ТТ

ТН

АGDS 40,5

В -

СGDS 40,5

АЗНОЛ-35III УХЛ1

ВЗНОЛ-35III УХЛ1

СЗНОЛ-35III УХЛ1

123

Кт = 0,5S

Ктт = 600/5

№ 30370-05

Кт = 0,5

Ктн = 35000:√3/100:√3

№ 21257-06

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

АGDS 40,5

В -

СGDS 40,5

АЗНОЛ-35III УХЛ1

ТН

В ЗНОЛ-35III УХЛ1

С ЗНОЛ-35III УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

35кВ, 2 секция-35кВ, яч.9, 35кВ, 1 секция-35кВ, яч.2,

ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1 ВЛ 35кВ Амурская ТЭЦ-1

-КТПН -Городская №2- КТПН -Городская №1 (Т-

(Т-3)1)

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

АТПЛ-35

ВТПЛ-35

СТПЛ-35

АЗНОЛ-35III УХЛ1

ВЗНОЛ-35III УХЛ1

СЗНОЛ-35III УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

35кВ, 1 секция-35кВ,

яч.1, ВЛ 35кВ Амурская

ТЭЦ-1-АГМК №1 (Т-5)

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Кт = 0,5S

Ктт = 600/5

№ 30370-05

Кт = 0,5

Ктн = 35000:√3/100:√3

№ 46738-11

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Кт = 0,5S

Ктт = 150/5

№ 47958-11

Кт = 0,5

17Ктн = 35000:√3/100:√3

№ 21257-06

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 36697-08

Активная1,25,1

Реактивная2,53,9

Лист № 9

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03М.01

СЭТ-4ТМ.03.01

9600

СЭТ-4ТМ.03.01

2400

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. №

53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТН

АТПЛ-35

В ТПЛ-35

С ТПЛ-35

АЗНОЛ-35III УХЛ1

ВЗНОЛ-35III УХЛ1

СЗНОЛ-35III УХЛ1

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-

35кВ, 2 секция-35кВ,

ТЭЦ-1-АГМК №2

(Т-6)

Счетчик

10500

Активная1,25,1

Реактивная2,53,9

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В -

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 1 секция-6кВ, яч.1, яч.11, ВЛ 35кВ Амурская

Фидер

1А

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

АТЛМ-10

В -

СТЛМ-10

ВНАМИ-10-95УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 1 секция-6кВ, яч.1,

Фидер 1В

Счетчик

123

Кт = 0,5S

Ктт = 150/5

№ 47958-11

Кт = 0,5

18Ктн = 35000:√3/100:√3

№ 46738-11

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 36697-08

Кт = 0,5S

Ктт = 800/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

19Ктн = 6000/100

№ 20186-05

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Кт = 0,5

Ктт = 200/5

№ 2473-69

Кт = 0,5

20Ктн = 6000/100

№ 20186-05

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Активная1,25,7

Реактивная2,53,4

Лист № 10

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03.01

3600

СЭТ-4ТМ.03.01

7200

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В-

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 1 секция-6кВ, яч.2,

Фидер 2В

Счетчик

7200

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В -

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 1 секция-6кВ, яч.6,

Фидер 6А

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В -

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 1 секция-6кВ, яч.6,

Фидер 6В

Счетчик

123

Кт = 0,5S

Ктт = 600/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

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

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

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

СЭТ-4ТМ.03.01

СЭТ-4ТМ.03М.01

7200

СЭТ-4ТМ.03.01

3600

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В-

СТПОЛ-10 У3

ВНАМИ-10-95 УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 2 секция-6кВ, яч.19,

Фидер 19А

Счетчик

7200

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В -

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 2 секция-6кВ, яч.27,

Фидер 27А

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,53,9

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В -

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 3 секция-6кВ, яч.28,

Фидер 28

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

Ктн = 6000/100

№ 20186-05

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 36697-08

Кт = 0,5S

Ктт = 300/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 20186-05

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

Лист № 12

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03

СЭТ-4ТМ.03.01

3600

СЭТ-4ТМ.03.01

9600

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. №

53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В-

СТПОЛ-10 У3

ВНАМИ-10-95 УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 2 секция-6кВ, яч.37,

Фидер 37

Счетчик

3600

Активная1,14,8

Реактивная2,32,8

ТТ

ТН

АТОЛ-10-I-2 У2

В -

СТОЛ-10-I-2 У2

НАМИ-10-95 УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 3 секция-6кВ, яч.48,

Фидер 48А

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

АТОЛ-10-I-2 У2

В -

СТОЛ-10-I-2 У2

НАМИ-10-95 УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 3 секция-6кВ, яч.48,

Фидер 48Б

Счетчик

123

Кт = 0,5S

Ктт = 300/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

27Ктн = 6000/100

№ 20186-05

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 27524-04

Кт = 0,5S

Ктт = 300/5

№ 15128-07

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 20186-05

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Кт = 0,5S

Ктт = 800/5

№ 15128-07

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 20186-05

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

Лист № 13

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03

СЭТ-4ТМ.03.01

3600

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТН

АТЛО-10-3 У2

В-

СТЛО-10-3 У2

ВНАМИ-10-95 УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

Фидер 66А

Счетчик

3600

Активная1,14,8

Реактивная2,32,8

ТТ

ТН

АТОЛ-10-I-2 У2

В -

СТОЛ-10-I-2 У2

НАМИ-10-95 УХЛ2

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-

6кВ, 4 секция-6кВ, яч.66, 6кВ, 4 секция-6кВ, яч.66,

Фидер 66Б

Счетчик

123

Кт = 0,5S

Ктт = 300/5

№ 25433-08

Кт = 0,5

30Ктн = 6000/100

№ 20186-05

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 27524-04

Кт = 0,5S

Ктт = 300/5

№ 15128-07

Кт = 0,5

31Ктн = 6000/100

№ 20186-05

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5

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 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.

от 99 до 101

от 100 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

90000

Значение

от +21 до +25

от +18 до +22

от -45 до +40

от -40 до +60

от 0 до +40

0,5

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности cos



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

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

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

Лист № 15

Всего листов 18

Лист № 16

Всего листов 18

Продолжение таблицы 3

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 двух35

направлениях, сут, не менее

ИВКЭ:

- суточных данных о тридцатиминутных приращениях

электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не35

менее

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- попытка несанкционированного доступа;

-факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-перерывы питания

Защищенность применяемых компонентов:

-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-счетчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-УСПД;

-ИВК.

-наличие защиты на программном уровне:

-пароль на счетчике;

-пароль на УСПД;

-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей;

-ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-счетчиках (функция автоматизирована);

-УСПД (функция автоматизирована);

-ИВК (функция автоматизирована);

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Лист № 17

Всего листов 18

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

5 шт.

26 шт.

Количество

3 шт.

9 шт.

21 шт.

8 шт.

6 шт.

16 шт.

2 шт.

6 шт.

2 шт.

6 шт.

9 шт.

3 шт.

6 шт.

СЭТ-4ТМ.03М.01

СЭТ-4ТМ.03

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

НаименованиеОбозначение

Трансформаторы тока ТЛШ-10 У3

Трансформаторы тока ТШВ 15

Трансформаторы тока ТШЛ-20-1 УХЛ2

Трансформаторы тока ТВ-110-I-2 У2

Трансформаторы тока GDS 40,5

Трансформаторы тока ТПЛ-35

Трансформаторы токаТПОЛ-10 У3

Трансформаторы тока ТЛМ-10-1 У3

Трансформаторы тока ТОЛ-10-I-2 У2

Трансформаторы токаТЛО-10-3 У2

Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2

Трансформаторы напряжения НОЛ.08-6УТ2

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-10

Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35III УХЛ1

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Контроллеры многофункциональныеARIS MT200

Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+

Методика поверки МП 206.1-011-2018

Формуляр РЭП.411711.ХГ-АТЭЦ-1.ФО

1 шт.

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-011-2018 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1»

филиала«Хабаровскаягенерация»АО«ДГК».Методикаповерки»,утвержденному

ФГУП «ВНИИМС» 09.02.2018 г..

Основные средства поверки:



трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки;



трансформаторовнапряжения-всоответствиисГОСТ8.216-2011ГСИ.

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;



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.;

Лист № 18

Всего листов 18



радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;



термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием

системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»,

аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, 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

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

Web-сайт:

www.dvgk.ru

; E-mail:

dgk@dvgk.rao-esv.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «РусЭнергоПром» (ООО «РусЭнергоПром»)

ИНН 7725766980

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9

Телефон/факс: +7 (499) 753-06-78

E-mail: info@rusenprom.ru

Испытательный центр

Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-

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: www.vniims.ru; E-mail:

office@vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств 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.« ___ » _______________ 2018 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
67466-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Державинской СЭС	Нет данных	ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург	4 года	Перейти
17529-04	Системы автоматизированные информационно-измерительные	Погода	Институт радарной метеорологии, пос.Воейкова	1 год	Перейти
42193-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/10 кВ "Варваровка" - АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ "Варваровка"	Нет данных	ЗАО "Метростандарт", г.Москва	4 года	Перейти
81961-21	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Костромской области	-	Общество с ограниченной ответственностью "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"), г. Москва	4 года	Перейти
57566-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Газпромнефть-Восток" - ПС Урманская, Шингинская	Нет данных	ООО "Роспроект-Инжиниринг", г.Ярославль	4 года	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений