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
"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
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Благовещенская ТЭЦ" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК" Нет данных, ГРСИ 71916-18
Номер госреестра:
71916-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Благовещенская ТЭЦ" филиала "Амурская 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.№ АГ-БТЭЦ/2018
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 70660
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала
«Амурская генерация» АО «ДГК»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская 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
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-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 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.
Лист № 2
Всего листов 14
Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты
ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов
формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент
предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС»,
АО «СО ЕЭС» и смежным субьектам» к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ,
созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено
для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией
времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования –
ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД
ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со
спутником не более ±1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени
счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при
расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата,
часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью
которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения
измерительной информации.
Цифровой идентификатор ПО:
- сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll
- АРМ Энергетика ASCUE_MZ4.dll
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c
cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Trial версии (идентификационный номер) ПО
Значение
ТЕЛЕСКОП+
не ниже 1.0.1.1
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
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 14
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Диспетчерское
наименование
присоединения
ТТ
ТН
1
Благовещенская ТЭЦ,
Турбогенератор ТГ №1
Счетчик
СЭТ-4ТМ.03.01
ТТ
ТН
2
Благовещенская ТЭЦ,
Турбогенератор ТГ №2
Счетчик
СЭТ-4ТМ.03.01
160000
ЭКОМ-3000
рег. № 17049-14
Таблица 2 – Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Канал измеренийСостав измерительного каналаМетрологические характеристики
№№ ИК
Вид СИ,
класс точности ,
коэффициент
трансформации,
регистрационный номер в
Федеральном
информационном фонде
(рег. №)
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
УСПД
Обозначение, тип
Погрешность ИК
Основнаяв рабочих
Вид энергиипогрешность ИКусловиях
(±δ), % эксплуа-тации
(±δ), %
12
789
456
АТШВ 15Б
В ТШВ 15Б
С ТШВ 15Б
АЗНОЛ-СЭЩ-6
ВЗНОЛ-СЭЩ-6
СЗНОЛ-СЭЩ-6
96000
Активная0,82,7
Реактивная1,42,6
АТШЛ-20-I УХЛ2
ВТШЛ-20-I УХЛ2
СТШЛ-20-I УХЛ2
А ЗНОЛ-СЭЩ-10
ВЗНОЛ-СЭЩ-10
СЗНОЛ-СЭЩ-10
3
Кт = 0,2
Ктт = 8000/5
№ 5719-08
Кт = 0,2
Ктн = 6000/√3 / 100/√3
№ 35956-07
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Кт = 0,2S
Ктт = 8000/5
№ 21255-08
Кт = 0,2
Ктн = 10000/√3 /
100/√3
№ 35956-07
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Активная0,82,5
Реактивная1,43,7
Лист № 4
Всего листов 14
ТТ
ТН
3
Благовещенская ТЭЦ,
Турбогенератор ТГ №3
СЭТ-4ТМ.03.01
ТТ
ТН
4
СЭТ-4ТМ.03.01
132000
ТТ
ТН
5
СЭТ-4ТМ.03.01
132000
ЭКОМ-3000
рег. № 17049-14
Продолжение таблицы 2
12
789
456
АТШЛ-20-I-УХЛ2
ВТШЛ-20-I-УХЛ2
СТШЛ-20-I-УХЛ2
А ЗНОЛ-СЭЩ-10
ВЗНОЛ-СЭЩ-10
СЗНОЛ-СЭЩ-10
Счетчик
3
Кт = 0,2S
Ктт = 10000/5
№ 21255-08
Кт = 0,2
Ктн = 10000/√3 /
100/√3
№ 35956-07
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
200000
Активная0,82,5
Реактивная1,43,7
АТВ-110-II-ХЛ2
ВТВ-110-II-ХЛ2
СТВ-110-II-ХЛ2
А НАМИ-110 УХЛ1
ВНАМИ-110 УХЛ1
СНАМИ-110 УХЛ1
110 кВ, яч. №6, ВЛ-110 кВ
Благовещенская ТЭЦ-
Центральная №1 с
отпайками
Счетчик
Активная1,05,6
Реактивная2,23,3
АТВ-110-I-3-У2 В
ТВ-110-I-3-У2 С
ТВ-110-I-3-У2 А
НАМИ-110 УХЛ1
ВНАМИ-110 УХЛ1
СНАМИ-110 УХЛ1
Благовещенская ТЭЦ, ОРУ- Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-
110 кВ, яч. №8, ВЛ-110 кВ
Благовещенская ТЭЦ-
Центральная № 2 с
отпайками
Счетчик
Кт = 0,5
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 № 5
Всего листов 14
ТТ
ТН
6
Счетчик
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
ТТ
ТН
7
СЭТ-4ТМ.03.01
132000
ТТ
ТН
8
Благовещенская ТЭЦ,
ОРУ-110 кВ, яч. №10,
ВЛ-110 кВ
Благовещенская ТЭЦ-
Западная № 1
Счетчик
СЭТ-4ТМ.03.01
132000
ЭКОМ-3000
рег. № 17049-14
Продолжение таблицы 2
12
789
456
ТВ-110-II-ХЛ2
ТВ-110-II-ХЛ2
ТВ-110-II-ХЛ2
НАМИ-110 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
3
Кт = 0,5 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
Благовещенская ТЭЦ-
132000
Активная1,05,6
Реактивная2,23,3
ТВ-110-II-ХЛ2
ТВ-110-II-ХЛ2
ТВ-110-II-ХЛ2
НАМИ-110 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
Благовещенская ТЭЦ,
Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-
ОРУ-110 кВ, яч. №1, ВЛ-
110 кВ
Бл
а
гов
е
щ
е
нс
к
ая
110 кВ, яч. №4, ВЛ-110 кВ
ТЭЦ- Благовещенская №
Бл
а
го
ве
ще
н
ская №1 с
2 с отпайкой на ПС
Ч
и
г
и
ри
отпайками
Счетчик
Активная1,05,6
Реактивная2,23,3
ТФЗМ-110Б-IV У1
ТФЗМ-110Б-IV У1
ТФЗМ-110Б-IV У1
НАМИ-110 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
Кт = 0,5 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
№ 26422-06 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 14
СЭТ-4ТМ.03.01
СЭТ-4ТМ.03.01
2000
СЭТ-4ТМ.03.01
2000
ЭКОМ-3000
рег. № 17049-14
Продолжение таблицы 2
789
ТТ
ТН
456
ТФЗМ-110Б-IV У1
ТФЗМ-110Б-IV У1
ТФЗМ-110Б-IV У1
НАМИ-110 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
Благовещенская ТЭЦ ,
ОРУ-110 кВ, яч. №12,
ВЛ-110 кВ
Благовещенская ТЭЦ-
Западная № 2
Счетчик
132000
Активная1,05,0
Реактивная2,24,2
ТТ
ТН
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ЗНОЛ.06-10У3
ЗНОЛ.06-10У3
ЗНОЛ.06-10У3
ТП 34Б 10 кВ
Понизительная насосная
Благовещенской ТЭЦ,
РУ-10 кВ, 1СШ, яч. 4
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
ТН
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИ-10-95 УХЛ2
ТП 34Б 10 кВ
Понизительная насосная
Благовещенской ТЭЦ,
РУ-10 кВ, 2СШ, яч. 10
Счетчик
123
Кт = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 26422-06 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 = 100/5 В
№ 25433-08 С
Кт = 0,5 А
10 Ктн = 10000/√3 / 100/√3 В
№ 3344-04 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Кт = 0,5S А
Ктт = 100/5 В
№ 25433-08 С
Кт = 0,5 А
11 Ктн = 10000/100 В
№ 20186-05 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 7
Всего листов 14
СЭТ-4ТМ.03.01
СЭТ-4ТМ.03.01
200
СЭТ-4ТМ.03.01
2000
ЭКОМ-3000
рег. № 17049-14
Продолжение таблицы 2
789
ТТ
ТН
456
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ЗНОЛ.06-10У3
ЗНОЛ.06-10У3
ЗНОЛ.06-10У3
Счетчик
200
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
ТН
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИ-10-95 УХЛ2
ТП 34Б 10 кВТП 34Б 10 кВ
Понизительная насосная Понизительная насосная
Благовещенской ТЭЦ, Благовещенской ТЭЦ, РУ-
РУ-10 кВ, 2СШ, яч. 910 кВ, 1СШ, яч. 3
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
ТН
ТОЛ-10-I-2 У2
ТОЛ-10-I-2 У2
ТОЛ-10-I-2 У2
ЗНОЛП-10 У2
ЗНОЛП-10 У2
ЗНОЛП-10 У2
ТП №9 10 кВ
Благовещенской ТЭЦ,
РУ-10 кВ, ввод-1 Т-1
Счетчик
123
Кт = 0,5S А
Ктт = 10/5 В
№ 25433-08 С
Кт = 0,5
А
12
Ктн = 10000/√3 / 100/√3
В
№ 3344-04
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Кт = 0,5S А
Ктт = 10/5 В
№ 25433-08 С
Кт = 0,5 А
13 Ктн = 10000/100 В
№ 20186-05 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Кт = 0,5S А
Ктт = 100/5 В
№ 15128-07 С
Кт = 0,5 А
14 Ктн = 10000/√3 / 100/√3 В
№ 23544-07 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 8
Всего листов 14
СЭТ-4ТМ.03.09
СЭТ-4ТМ.03.01
2000
СЭТ-4ТМ.03.01
2000
ЭКОМ-3000
рег. № 17049-14
Продолжение таблицы 2
789
ТТ
ТН
456
ТНШЛ-0,66
ТНШЛ-0,66
ТНШЛ-0,66
-
-
-
ТП №9 10 кВ
Благовещенской ТЭЦ, РУ-
0,4 кВ, ввод-2 Т-2
Счетчик
120
Активная1,05,5
Реактивная2,13,3
ТТ
ТН
ТОЛ-10-I-2 У2
ТОЛ-10-I-2 У2
ТОЛ-10-I-2 У2
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИ-10-95 УХЛ2
КТП 10 кВ Верхние
очистные сооружения
Благовещенской ТЭЦ
ввод -10 кВ ТОС-1
Счетчик
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
ТН
ТОЛ-10-I-2 У2
ТОЛ-10-I-2 У2
ТОЛ-10-I-2 У2
ЗНОЛП-10 У2
ЗНОЛП-10 У2
ЗНОЛП-10 У2
ТП 10 кВ Насосная
осветленной воды
Благовещенской ТЭЦ
ввод-10 кВ ТТНОВ-1
Счетчик
123
Кт = 0,5 А
Ктт = 600/5 В
№ 64182-16 С
-
А
15
-
В
-
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Кт = 0,5S А
Ктт = 100/5 В
№ 15128-07 С
Кт = 0,5 А
16 Ктн = 10000/100 В
№ 20186-05 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Кт = 0,5S А
Ктт = 100/5 В
№ 15128-07 С
Кт = 0,5 А
17 Ктн = 10000/√3 / 100/√3 В
№ 23544-07 С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 9
Всего листов 14
СЭТ-4ТМ.03.09
СЭТ-4ТМ.03.09
200
СЭТ-4ТМ.03М.09
120
ЭКОМ-3000
рег. № 17049-14
Продолжение таблицы 2
789
ТТ
ТН
456
АТТН-60
ВТТН-60
СТТН-60
А -
В -
С -
123
Кт = 0,5S
Ктт = 1000/5
№ 41260-09
-
18
-
-
ТП 10 кВ Береговая
ТЭЦ, ввод 1, Т-1, РУСН-
0,4кВ, I секц., яч.9
Счетчик
200
Активная1,04,9
Реактивная2,14,1
ТТ
ТН
АТТН-60
ВТТН-60
СТТН-60
А -
В -
С -
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 1000/5
№ 41260-09
-
19
-
-
ТП 10 кВ Береговая
насосная Благовещенской насосная Благовещенской
ТЭЦ, ввод 2, Т-2, РУСН-
0,4кВ, II секц., яч. 18
Счетчик
Активная1,04,9
Реактивная2,14,1
ТТ
ТН
АТТН60
ВТТН60
СТТН60
А
В-
С
ТП 10 кВ Береговая
насосная
Благовещенской ТЭЦ,
резервный ввод, РУСН-
0,4кВ,
I секц., яч. 10
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 58465-14
-
20-
-
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-12
Активная1,04,9
Реактивная2,13,8
Лист № 10
Всего листов 14
ТТ
ТН
21
Благовещенская ТЭЦ,
ОРУ-110кВ, яч. 7, ОВ-110
кВ
СЭТ-4ТМ.03.01
ТТ
ТН
22
СЭТ-4ТМ.03М
210000
ЭКОМ-3000
рег. № 17049-14
Продолжение таблицы 2
12
789
456
АТОГФ-110
В ТОГФ-110
С ТОГФ-110
АНАМИ-110 УХЛ1
ВНАМИ-110 УХЛ1
СНАМИ-110 УХЛ1
Счетчи
к
132000
Активная0,82,5
Реактивная1,43,7
3
Кт = 0,2S
Ктт = 1000/5
№ 44640-11
Кт = 0,2
Ктн =
110000/√3:100/√3
№ 24218-08
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Кт = 0,2S
Ктт = 10000/5
№ 47957-11
Кт = 0,2
Ктн = 10500/√3:100/√3
№ 46738-11
АТШЛ-20-1
ВТШЛ-20-1
СТШЛ-20-1
А ЗНОЛ.06.4-10
В ЗНОЛ.06.4-10
С ЗНОЛ.06.4-10
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
Благовещенская ТЭЦ,
Турбогенератор ТГ №4
Счетчик
Активная0,51,9
Реактивна1,11,9
№ 36697-12
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Примечания
1 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.
2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3 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.
4 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
5 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% I
ном
, cos
j
= 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте
расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
Лист № 11
Всего листов 14
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
.
165000
2
90000
2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
88000
24
35000
1
35
35
3,5
Значение
2
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
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
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики
СЭТ
-4
ТМ
.03
М
:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Электросчетчики
СЭТ
-4
ТМ
.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сут, не более
ИВКЭ:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не
менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее
Лист № 12
Всего листов 14
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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Обозначение
2
ТШВ-15Б
ТШЛ-20-I-УХЛ2
ТВ-110-II-ХЛ2
ТВ-110-I-3-У2
ТФЗМ-110Б-IV У1
ТЛО-10
ТОЛ-10-I-2 У2
ТНШЛ-0,66
ТТН-60
ТТН60
ТОГФ-110
ТШЛ-20-1
ЗНОЛ-СЭЩ-6
Количество
3
3 шт.
6 шт.
9 шт.
3 шт.
6 шт.
12 шт.
9 шт.
3 шт.
6 шт.
3 шт.
3 шт.
3 шт.
3 шт.
Лист № 13
Всего листов 14
23
ЗНОЛ-СЭЩ-10 6 шт.
НАМИ-110 УХЛ16 шт.
ЗНОЛ.06-10 У3 3 шт.
НАМИ-10-95 УХЛ2 2 шт.
ЗНОЛП-10 У2 6 шт.
ЗНОЛ.06.4-10 3 шт.
СЭТ-4ТМ.03М2 шт.
СЭТ-4ТМ.0320 шт.
Продолжение таблицы 4
1
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
антирезонансные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения заземляемые
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройство сбора и передачи данных
Программное обеспечение
Методика поверки
Формуляр
ЭКОМ-3000 1 шт.
ТЕЛЕСКОП+ 1 шт.
МП 206.1-055-2018 1 экз.
РЭП.411711.АГ-БТЭЦ.ФО1 экз.
Поверка
осуществляетсяподокументуМП206.1-055-2018«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация» АО «ДГК». Методика поверки»,
утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12.02.2018 г.
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;
-
счетчиковСЭТ-4ТМ.03М–всоответствиисдокументом
«Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.
Руководствопо эксплуатации.Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1,
утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
-
счетчиковСЭТ-4ТМ.03–всоответствиисметодикойповерки
ИЛГШ.411152.124 РЭ1,являющейся
приложениемкруководствупоэксплуатации
ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» 10.09.2004 г.;
-
для УСПД ЭКОМ-3000 – в соответствии с документом ПБКМ.421459.007 МП
«Усртройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» 20.04.2014 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
-
термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Лист № 14
Всего листов 14
Сведения о методиках (методах) измерений
«Методикаизмеренийэлектрическойэнергиисиспользованиемсистемы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация» АО «ДГК»,
аттестованномООО«РусЭнергоПром»,аттестатаккредитации№RA.RU.312149от
04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация» АО «ДГК»
ГОСТ 22261-94Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ 34.601-90Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
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:
E-mail:
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:
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.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 50745-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Денежниково" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Рязанской | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 74640-19 | Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом на установке внепечной обработки стали конвертера № 1 конвертерного цеха № 1 АО "ЕВРАЗ ЗСМК" | Нет данных | ООО "ЕвразТехника", г.Новокузнецк | 1 год | Перейти |
| 43421-09 | Контроллеры измерительные для учета попутного нефтяного газа | TREI-5B-GAS-P | ООО "ТРЭИ ГМБХ", г.Пенза | 2 года | Перейти |
| 63743-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Татаурово" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 72665-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО "Асфальтобетонный завод" | Нет данных | АО "Энергетическая компания АтомСбыт", г.Воронеж | 4 года | Перейти |
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
"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
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
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