ГРСИ 71182-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская 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
71183-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" Нет данных, ГРСИ 71182-18

Смотреть ГРСИ
71181-18

Номер госреестра:

71182-18

Наименование СИ:

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-КТЭЦ-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 № 69883

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 18

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

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

генерация» АО «ДГК»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

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

АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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 субъектам» 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.

№№ ИК

Диспетчерское

наименование

присоединения

Вид СИ,

класс точности ,

коэффициент трансформации,

регистрационный номер в

Федеральном

информационном фонде

(рег. №)

Обозначение, тип

ТТ

·К

ТН

·К

СЧ

Основная

погреш-

ность ИК

(±δ), %

Погреш-

ность ИК в

рабочих

условиях

эксплуа-

тации

(±δ), %

ТТ

ТН

НАМИ-10-95 УХЛ2

Комсомольская ТЭЦ-1,

Турбогенератор ТГ №1

СЭТ-4ТМ.03.01

36000

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

ТТ

ТН

НАМИ-10-95 УХЛ2

Комсомольская ТЭЦ-1,

Турбогенератор ТГ №2

СЭТ-4ТМ.03.01

trial

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,1

4,2

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Канал измеренийСостав измерительного каналаМетрологические характеристики

ИВКЭ

Вид энергии

567

ТЛШ-10 У3

Счетчик

ТЛШ-10 У3

Счетчик

Кт = 0,5S А

Ктт = 3000/5 В

№ 11077-03 С

Кт = 0,5 А

Ктн = 6000/100 В

№ 20186-05 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,5S А

Ктт = 3000/5 В

№ 11077-03 С

Кт = 0,5 А

Ктн = 6000/100 В

№ 20186-05 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Лист № 4

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03М.01

132000

СЭТ-4ТМ.03М.01

132000

СЭТ-4ТМ.03М.01

132000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

56789

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2-У2

НАМИ-110 УХЛ1

Комсомольская ТЭЦ-1,

ЗРУ-110 кВ, яч.2,

ВЛ 110 кВ

Комсомольская ТЭЦ-1 -

К (С-76)

Счетчик

123

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,5 А

3 Ктн = 110000/√3/100/√3 В

№ 24218-08 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 36697-08

Активная1,25,1

Реактивная2,53,9

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2-У2

НАМИ-110 УХЛ1

Комсомольская ТЭЦ-1,

ЗРУ-110 кВ, яч.4,

ВЛ 110 кВ

Комсомольская ТЭЦ-1 -

Привокзальная (С-75)

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,53,9

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2-У2

НАМИ-110 УХЛ1

Комсомольская ТЭЦ-1,

ЗРУ-110 кВ, яч.8,

ВЛ 110 кВ

Комсомольская ТЭЦ-1 -

Комсомольская ТЭЦ-2

№1 (C-83)

Счетчик

Кт = 0,5SА

Ктт = 600/5В

№ 19720-06С

Кт = 0,5А

Ктн = 110000/√3/100/√3В

№ 24218-08С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 36697-08

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,5 А

5 Ктн = 110000/√3/100/√3 В

№ 24218-08 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 36697-08

Активная1,25,1

Реактивная2,53,9

Лист № 5

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03М.01

132000

СЭТ-4ТМ.03.01

42000

СЭТ-4ТМ.03.01

42000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

56789

ТТ

ТН

ТВ-110-I-2-У2

НАМИ-110 УХЛ1

Комсомольская ТЭЦ-1,

ЗРУ-110 кВ, яч.6,

ВЛ 110 кВ

Комсомольская ТЭЦ-1 -

Комсомольская ТЭЦ-2 №2

(C-84)

Счетчик

123

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,5 А

Ктн = 110000/√3/100/√3 В

№ 24218-08 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 36697-08

Активная1,25,1

Реактивная2,53,9

ТТ

ТН

ТВ-ЭК

ЗНОМ-35-65 У1

Комсомольская ТЭЦ-1,

ОРУ-35 кВ, яч.7,

ВЛ 35 кВ

КТЭЦ-1 -

Западная

№2 (Т-174)

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

ТВ-35-VI-ХЛ2

ЗНОМ-35-65 У1

Комсомольская ТЭЦ-1,

ОРУ-35 кВ, яч.4,

ВЛ 35 кВ

КТЭЦ-1 -

Западная №1 (Т-163)

Счетчик

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 39966-10 С

Кт = 0,5 А

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

№ 19720-06 С

Кт = 0,5 А

Ктн = 35000/√3/100/√3 В

№ 912-70 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

Лист № 6

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03.01

21000

СЭТ-4ТМ.03.01

21000

№ 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

28000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

56789

ТТ

ТН

ТВ-35-VI-ХЛ2

ЗНОМ-35-65 У1

Комсомольская ТЭЦ-1,

ОРУ-35 кВ, яч.10,

ВЛ 35 кВ КТЭЦ-1 -

Городская №2 (Т-165)

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

ТВ-35-VI-ХЛ2

ЗНОМ-35-65 У1

Комсомольская ТЭЦ-1,

ОРУ-35 кВ, яч.8,

ВЛ 35 кВ

КТЭЦ-1 -

Городская №1 (Т-164)

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

ТВ-ЭК

ЗНОМ-35-65 У1

123

Кт = 0,5S А

Ктт = 300/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,5 А

9 Ктн = 35000/√3/100/√3 В

№ 912-70 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,5S А

Ктт = 300/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,5 А

Ктн = 35000/√3/100/√3 В

№ 912-70 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,5S А

Ктт = 400/5 В

№ 39966-10 С

Кт = 0,5

11Кт

= 35000/√3/100/√3В

№ 912-70

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

Комсомольская ТЭЦ-1,

ОРУ-35 кВ, яч.2, ВЛ 35 кВ

КТЭЦ-1 - Таежная

(Т-166)

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

Лист № 7

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03.01

НАМИ-10-95 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

12000

НАМИ-10-95 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

7200

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТН

ТВ-35-VI-ХЛ2

ЗНОМ-35-65 У1

Комсомольская ТЭЦ-1,

ОРУ-35 кВ, яч.1, ВЛ 35

кВ КТЭЦ-1 - ЭТЗ

(Т-161)

Счетчик

42000

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТПК-10 У3

ТН

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТПОЛ-10 У3

ТН

Комсомольская ТЭЦ-1,Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ,

яч.9, Фидер 6кВ №9яч.7, Фидер 6кВ №7

Счетчик

123

Кт = 0,5S А

Ктт = 600/5 В

№ 19720-06 С

Кт = 0,5 А

12 Ктн = 35000/√3/100/√3 В

№ 912-70 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,5S А

Ктт = 1000/5 В

№ 22944-02 С

Кт = 0,5 А

13 Ктн = 6000/100 В

№ 20186-00 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,2S А

Ктт = 600/5 В

№ 1261-08 С

Кт = 0,5 А

Ктн = 6000/100 В

№ 20186-00 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Активная1,02,7

Реактивная1,83,8

Лист № 8

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03.01

3600

СЭТ-4ТМ.03.01

7200

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

рег. № trial-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В-

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

123

Кт = 0,5S

Ктт = 400/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 20186-00

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ,

яч.15, Фидер 6кВ №15

Счетчик

4800

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В -

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Комсомольская ТЭЦ-1,

яч.17, Фидер 6кВ №17

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

ВТПОЛ-10 У3

СТПОЛ-10 У3

ВНАМИ-10-95 УХЛ2

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ,

яч.2, Фидер 6кВ №2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,5S

Ктт = 300/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 20186-00

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,2S

Ктт = 600/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

17Ктн = 6000/100

№ 20186-00

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Активная1,02,7

Реактивная1,83,8

Лист № 9

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03.01

7200

СЭТ-4ТМ.03.01

7200

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В-

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Комсомольская ТЭЦ-1,

яч.6, Фидер 6кВ №6

Счетчик

7200

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

ВТПОЛ-10 У3

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Комсомольская ТЭЦ-1,

яч.10, Фидер 6кВ №10

Счетчик

Активная1,02,7

Реактивная1,83,8

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

ВТПОЛ-10 У3

СТПОЛ-10 У3

ВНАМИ-10-95 УХЛ2

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ,

яч.12, Фидер 6кВ №12

Счетчик

123

Кт = 0,5S

Ктт = 600/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

18Ктн = 6000/100

№ 20186-00

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,2S

Ктт = 600/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

19Ктн = 6000/100

№ 20186-00

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,2S

Ктт = 600/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

20Ктн = 6000/100

№ 20186-00

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Активная1,02,7

Реактивная1,83,8

Лист № 10

Всего листов 18

СЭТ-4ТМ.03М.01

СЭТ-4ТМ.03.01

3600

СЭТ-4ТМ.03.01

12000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

ВТПОЛ-10 У3

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ,

яч.14, Фидер 6кВ №14

Счетчик

9600

Активная1,02,7

Реактивная1,83,4

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

В -

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ,

яч.16, Фидер 6кВ №16

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТН

АТПОЛ-10 У3

ВТПОЛ-10 У3

СТПОЛ-10 У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ,

яч.18, Фидер 6кВ №18

Счетчик

123

Кт = 0,2S

Ктт = 800/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 20186-00

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 36697-08

Кт = 0,5S

Ктт = 300/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 20186-00

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,2S

Ктт = 1000/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

23Ктн = 6000/100

№ 20186-00

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Активная1,02,7

Реактивная1,83,8

Лист № 11

Всего листов 18

НАМИ-10-95 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

12000

НАМИ-10-95 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

7200

НАМИ-10-95 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

7200

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТПОЛ-10 У3

ТН

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ,

яч.31, Фидер 6кВ №31

Счетчик

Активная1,02,7

Реактивная1,83,8

ТТ

ТПОЛ-10 У3

ТН

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ,

яч.33, Фидер 6кВ №33

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТПОЛ-10 У3

ТН

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ,

яч.35, Фидер 6кВ №35

Счетчик

123

Кт = 0,2S А

Ктт = 1000/5 В

№ 1261-08 С

Кт = 0,5 А

24 Ктн = 6000/100 В

№ 20186-05; 20186-00 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

25 Ктн = 6000/100 В

№ 20186-05; 20186-00 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

Ктн = 6000/100 В

№ 20186-05; 20186-00 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

Лист № 12

Всего листов 18

НАМИ-10-95 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

18000

НАМИ-10-95 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

12000

НАМИ-10-95 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

12000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТПК-10 У3

ТН

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ,

яч.37, Фидер 6кВ №37

Счетчик

Активная1,25,1

Реактивная2,54,2

ТТ

ТПОЛ-10 У3

ТН

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ,

яч.39, Фидер 6кВ №39

Счетчик

Активная1,02,7

Реактивная1,83,8

ТТ

ТПОЛ-10 У3

ТН

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ,

яч.40, Фидер 6кВ №40

Счетчик

123

Кт = 0,5S А

Ктт = 1500/5 В

№ 22944-02 С

Кт = 0,5 А

Ктн = 6000/100 В

№ 20186-00 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,2S А

Ктт = 1000/5 В

№ 1261-08 С

Кт = 0,5 А

Ктн = 6000/100 В

№ 20186-05; 20186-00 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Кт = 0,2S А

Ктт = 1000/5 В

№ 1261-08 С

Кт = 0,5 А

Ктн = 6000/100 В

№ 20186-05; 20186-00 С

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

№ 27524-04

Активная1,02,7

Реактивная1,83,8

Лист № 13

Всего листов 18

НАМИ-10-95 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03.01

12000

ARIS MT200-D50-TE-

CTM-RZA2

рег. № 53992-13

Продолжение таблицы 2

6789

ТТ

ТПОЛ-10 У3

ТН

Комсомольская ТЭЦ-1,

ГРУ-6 кВ, 3 секция-6 кВ,

яч.42, Фидер 6кВ №42

Счетчик

123

Кт = 0,5S А

Ктт = 1000/5 В

№ 1261-08 С

Кт = 0,5 А

30 Ктн = 6000/100 В

№ 20186-05; 20186-00 С

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 0,01(0,02)·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 1(2) до 120

от 0,5

инд

. до 0,8

емк

140000

90000

Значение

от +21 до +25

от +18 до +22

от -45 до +35

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 двух

направлениях, сутки, не менее45

ИВКЭ:

- суточных данных о тридцатиминутных приращениях

электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не

менее45

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

Лист № 17

Всего листов 18

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

5 шт.

25 шт.

Количество

6 шт.

12 шт.

6 шт.

41 шт.

8 шт.

6 шт.

СЭТ-4ТМ.03М

СЭТ-4ТМ.03

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

НаименованиеОбозначение

Трансформаторы тока ТЛШ-10 У3

Трансформаторы тока ТВ-110-I-2-У2

Трансформаторы тока ТВ-35-VI-ХЛ2

Трансформаторы тока ТВ-ЭК

Трансформаторы тока ТПК-10 У3

Трансформаторы токаТПОЛ-10 У3

Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2

Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1

Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65 У1

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Контроллеры многофункциональныеARIS MT200

Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+

Методика поверки МП 206.1-037-2018

Формуляр РЭП.411711.ХГ-КТЭЦ-1.ФО

1 шт.

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-037-2018 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская 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 - ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.

Методика выполнения измерений без отключения цепей;



по МИ 3196-2009 - ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика

выполнения измерений без отключения цепей;



счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1,

являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика

поверки согласована 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 согласована 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», утвержденным

ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;



радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;



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

Лист № 18

Всего листов 18

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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием

системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) СП «Комсомольская 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 «Комсомольская 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»

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
31514-06	Система измерений количества и показателей качества сырой нефти ОАО "УННК" на ПСП "Кез"	Нет данных	ОАО "Удмурдская национальная нефтяная компания" (ОАО "УННК"), г.Ижевск	1 год	Перейти
39930-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала ОАО "МРСК Волги"-"Самарские распределительные сети". ПС 110/10 кВ "Городская-3"	Нет данных	ООО "Промсервис-СД", г.Самара	4 года	Перейти
61493-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Южно-Уральской железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Челябинской области	Нет данных	ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва	4 года	Перейти
69322-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Февральская	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
34426-07	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Сибнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Вознесенка"	Нет данных	ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва	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