Приложение № 12
к перечню типов средств
измерений, прилагаемому
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «2» ноября 2020 г. № 1789
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-1» филиала
«Хабаровская генерация» АО «ДГК»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация»
АО «ДГК» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной
электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии, средне интервальной мощности;
-периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор
привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и
результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью
учета (30 мин.);
-автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе
данных,отвечающейтребованиюповышеннойзащищенностиотпотери
информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций –
участников оптового рынка электроэнергии;
-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в
АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и
программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
-диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
-конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция
времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (trial по тексту – ИИК),
которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ),
измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН) и счетчики активной и
реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристикиизмерительных
компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по
тексту – ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ARIS MT200
(далее по тексту – УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту – УСВ),
входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК)
АО«ДГК»,включаетвсебятехническиесредстваприема-передачиданных
(каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее
по тексту – БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту –
АРМ), программное обеспечение (далее по тексту – ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Измерительные каналы (далее по тексту – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на
верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к
УСПД устройствам.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется формирование и хранение
поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или
АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (trial – ЭП)
с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты
с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем
заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту – СОЕВ),
которая включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов
точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS,
встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую
коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и
времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД.
Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счечтиков
более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция
часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на
±1 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ
утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с
регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети
Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты,
секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и
корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
3
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули,
указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» обеспечивает защиту программного обеспечения и
измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными
средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+».
не ниже 1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПО:
- сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll
- АРМ Энергетика ASCUE_MZ4.dll
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c
cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
MD5
Значение
ТЕЛЕСКОП+
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Алгоритмвычисленияцифрового
идентификатора ПО
ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,
указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
4
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Номер ИК
Измерительные компоненты
Вид
электро-
энергии
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Наименование
объекта
ТТТНСчётчикУСПД
Основ-
ная
усло-
7
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
ность в
погреш-
рабочих
ность, %
виях, %
8 9
СЭТ-4ТМ.03.01
1Кл. т. 0,5S/1
Рег. № 27524-04
± 1,2± 4,0
± 2,8± 6,9
СЭТ-4ТМ.03.01
2Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
± 1,2± 4,0
± 2,8± 6,9
СЭТ-4ТМ.03М.01
3Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12
± 1,2± 4,0
± 2,8± 6,9
СЭТ-4ТМ.03.01
4Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
± 1,2± 4,0
± 2,8± 6,9
123456
Хабаровская ТЭЦ-1, ТПОЛ-10 НАМИ-10-95 УХЛ2
ГРУ-6кВ, 1 секция-Кл. т. 0,5SКл. т. 0,5
6кВ, яч.1, фидер 6кВ Ктт 600/5 Ктн 6000/100
№1 Рег. № 1261-08 Рег. № 20186-05
Хабаровская ТЭЦ-1,ТПОЛ-10НАМИ-10-95 УХЛ2
ГРУ-6кВ, 1 секция- Кл. т. 0,5S Кл. т. 0,5
6кВ, яч.2, фидер 6кВКтт 600/5Ктн 6000/100
№2 Рег. № 1261-08 Рег. № 20186-05
Хабаровская ТЭЦ-1, ТОЛ-10 НАМИ-10-95 УХЛ2
ГРУ-6кВ, 1 секция-Кл. т. 0,5SКл. т. 0,5ARIS MT200
6кВ, яч.4, фидер 6кВ Ктт 400/5 Ктн 6000/100 Рег. № 53992-13
№4 Рег. № 47959-11 Рег. № 20186-05
Хабаровская ТЭЦ-1,ТПОЛ-10НАМИ-10-95 УХЛ2
ГРУ-6кВ, 1 секция- Кл. т. 0,5S Кл. т. 0,5
6кВ, яч.5, фидер 6кВКтт 1000/5Ктн 6000/100
№5 Рег. № 1261-08 Рег. № 20186-05
Хабаровская ТЭЦ-1, ТПОЛ-10 НАМИ-10-95 УХЛ2
ГРУ-6 кВ, 1 секция-Кл. т. 0,5S Кл. т. 0,5
6кВ, яч.6, фидер 6кВКтт 1000/5Ктн 6000/100
№6 Рег. № 1261-08 Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
5Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
± 1,2± 4,0
± 2,8± 6,9
5
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12
ARIS MT200
Рег. № 53992-13
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № trial-04
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
5
6
789
6
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
7
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
8
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
9
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
10
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
11
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
12
Продолжение таблицы 2
12
Хабаровская ТЭЦ-1,
ГРУ-6кВ, 1 секция-
6кВ, яч.7, фидер 6кВ
№7
Хабаровская ТЭЦ-1,
ГРУ-6 кВ, 1 секция-
6кВ, яч.8, фидер 6кВ
№8
Хабаровская ТЭЦ-1,
ГРУ-6 кВ, 2 секция-
6кВ, яч.20, фидер
6кВ №20
Хабаровская ТЭЦ-1,
ГРУ-6 кВ, 2 секция-
6кВ, яч.23, фидер
6кВ №23
Хабаровская ТЭЦ-1,
ГРУ-6 кВ, 2 секция-
6кВ, яч.25, фидер
6кВ №25
Хабаровская ТЭЦ-1,
ГРУ-6 кВ, 2 секция-
6кВ, яч.26, фидер
6кВ №26
Хабаровская ТЭЦ-1,
ГРУ-6 кВ, 2 секция-
6кВ, яч.28, фидер
6кВ №28
3
ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 400/5
Рег. № 47959-11
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 1261-08
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 400/5
Рег. № 47959-11
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 400/5
Рег. № 1261-08
4
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
6
ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 25433-08
НТМИ-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 831-53
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS MT200
Рег. № 53992-13
ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 25433-08
НТМИ-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 831-53
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 25433-08
НТМИ-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 831-53
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 300/5
Рег. № 25433-08
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн 6000/100
Рег. № 11094-87
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТОЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 100/5
Рег. № 7069-07
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн 6000/100
Рег. № 11094-87
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
3
4
5
6
789
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
Продолжение таблицы 2.
12
РУ-35 кВ Береговая
насосная станция 1
подъема на реке
13Амур (БНА)
Хабаровской ТЭЦ-1,
КРУ-6 кВ, резервная
секция 6 кВ, яч.20
РУ-35 кВ Береговая
насосная станция 1
подъема на реке
14Амур (БНА)
Хабаровской ТЭЦ-1,
КРУ-6 кВ, 1 секция
6 кВ, яч.1
РУ-35 кВ Береговая
насосная станция 1
подъема на реке
15Амур (БНА)
Хабаровской ТЭЦ-1,
КРУ-6 кВ, 2 секция
6 кВ, яч.2
РУ-6 кВ Станция
осветленной воды
16(СОВ) Хабаровской
ТЭЦ-1, КРУ-6 кВ,
ввод-1 6 кВ
РУ-6 кВ Станция
осветленной воды
17(СОВ) Хабаровской
ТЭЦ-1, ввод 6 кВ
ТСН-1
активная± 1,0± 4,1
реактивная± 2,5± 7,1
7
ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 300/5
Рег. № 25433-08
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн 6000/100
Рег. № 11094-87
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS MT200
Рег. № 53992-13
ТОЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 100/5
Рег. № 7069-07
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн 6000/100
Рег. № 11094-87
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТВ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 19720-06
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТВ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 19720-06
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТВ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 19720-06
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1
Рег. № 27524-04
3
4
5
6
789
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
активная± 1,0± 4,1
реактивная± 2,5± 7,1
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
21
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
Продолжение таблицы 2
12
РУ-6 кВ Станция
осветленной воды
18(СОВ) Хабаровской
ТЭЦ-1, КРУ-6 кВ,
ввод-2 6 кВ
РУ-6 кВ Станция
осветленной воды
19(СОВ) Хабаровской
ТЭЦ-1, ввод 6 кВ
ТСН-2
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-110кВ, яч.1Б,
20ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-1-
ПС Южная №1 (С-1)
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-110кВ, яч.2,
ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-1-
ПС Горький №1 (С-
3)
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-110кВ, яч.6,
ВЛ-110кВ
22Хабаровская ТЭЦ-1-
ПС: МЖК-АК-
Корфовская №1 (С-
5)
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
8
ТВ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 750/5
Рег. № 19720-06
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS MT200
Рег. № 53992-13
ТВ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 19720-06
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТВ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 19720-06
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТВ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 19720-06
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1
Рег. № 27524-04
ТВ-110
Кл.т. 0,5S
Ктт 750/5
Рег. № 19720-06
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1
Рег. № 36697-08
3
4
5
6
789
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
25
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
27
Продолжение таблицы 2.
12
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-110кВ, яч.10,
ВЛ-110кВ
23Хабаровская ТЭЦ-1-
ПС: Городская-Ц-
Энергомаш-
Здоровье-РЦ (С-7)
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-110кВ, яч.1А,
24ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-1-
ПС Южная №2 (С-2)
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-110кВ, яч.4,
ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-1-
ПС Горький №2 (С-
4)
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-110кВ, яч.8,
ВЛ-110кВ
26Хабаровская ТЭЦ-1-
ПС: МЖК-АК-
Корфовская №2 (С-
6)
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-110кВ, яч.11,
ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-1-
ПС: Городская-Ц-
Энергомаш-РЦ (С-8)
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
9
ТВ-110
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 19720-06
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS MT200
Рег. № 53992-13
ТВ-35
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 19720-06
ЗНОЛ-35III
Кл. т. 0,5
Ктн 35000/√3/100/√3
Рег. № 21257-06
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТВ-35
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. №19720-06
ЗНОЛ-35III
Кл. т. 0,5
Ктн 35000/√3/100/√3
Рег. № 21257-06
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТВ-35
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 19720-06
ЗНОЛ-35III
Кл. т. 0,5
Ктн 35000/√3/100/√3
Рег. № 21257-06
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12
ТПЛ-35
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 47958-11
ЗНОЛ-35III
Кл. т. 0,5
Ктн 35000/√3/100/√3
Рег. № 21257-06
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12
ТВ-35
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 19720-06
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III
Кл.т. 0,5
Ктн 35000/√3/100/√3
Рег. № 57878-14
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
Хабаровская ТЭЦ-1,
28ЗРУ-110кВ, яч.13,
ОМВ-110кВ
4
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-35кВ, яч.1, ВЛ-
2935кВ Хабаровская
ТЭЦ-1-ПС СМ №1
(Т-1)
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-35кВ, яч.4, ВЛ-
3035кВ Хабаровская
ТЭЦ-1-ПС БН №1
(Т-3)
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-35кВ, яч.8, ВЛ-
3135кВ Хабаровская
ТЭЦ-1-ПС Трампарк
№1 (Т-5)
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-35кВ, яч.14,
32КЛ-35кВ
Хабаровская ТЭЦ-1-
Индустриальная №1
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-35кВ, яч.2, ВЛ-
3335кВ Хабаровская
ТЭЦ-1-ПС СМ №2
(Т-2)
активная± 1,2± 4,0
реактивная± 2,8± 6,9
10
Продолжение таблицы 2
123456789
Хабаровская ТЭЦ-1,
(Т-4)
Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5
Ктт 600/5Ктн 35000/√3/100/√3
ЗРУ-35кВ, яч.6, ВЛ-
ТВ-35ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III
СЭТ-4ТМ.03.01активная± 1,2± 4,0
3435кВ Хабаровская Кл. т. 0,5S/1,0
ТЭЦ-1-ПС БН №2
Рег. № 19720-06Рег. № 57878-14
Рег. № 27524-04реактивная± 2,8± 6,9
35Кл. т. 0,5S/1,0
СЭТ-4ТМ.03.01активная± 1,2± 4,0
Рег. № 27524-04реактивная± 2,8± 6,9
Хабаровская ТЭЦ
Индустриальная №2
Кл. т. 0,5SКл.т. 0,5
Ктт 600/5тн 35000/√3/100/√
КЛ-35кВКл т. 0,5S/1,0
Хабаровская ТЭЦ-1,
ЗРУ-35кВ, яч.10,ТВ-35ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III
ВЛ-35кВКл. т. 0,5SКл.т. 0,5ARIS MT200
Хабаровская ТЭЦ-1- Ктт 600/5 Ктн 35000/√3/100/√3 Рег. № 53992-13
ПС Трампарк №2 Рег. № 19720-06 Рег. № 57878-14
(Т-6)
ЗРУ-35кВ, яч.16,
-1,
ТПЛ-35ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III
СЭТ-4ТМ.03М.01активная± 1,2± 4,0
36
Хабаровская ТЭЦ-1-
Рег. № 47958-11
К
Рег. № 57878-14
3
Рег.
.
№ 36697-12 реактивная± 2,8± 6,9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos
= 0,8 инд I=0,02(0,05)·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения
счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 36 от минус 40 до плюс 60 °C.
4 Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов
напряжения, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на
улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится
совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
11
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 47,5 до 52,5
от -60 до +40
от -40 до +60
от +10 до +30
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01
90 000
165 000
2
88 000
24
114
40
45
10
3,5
Значение
36
от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
от 0 до +40
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
- температура окружающей среды,
о
С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
о
С:
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
УСПД,
о
С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
70000
1
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее
12
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и
конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или
величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам
автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и
восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и
восстановления.
– журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов
трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после
коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано
устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
– журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
13
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ СП
«Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Наименование
Тип/Обозначение
СЭТ-4ТМ.03.01
29
СЭТ-4ТМ.03М.01
7
ARIS MT200
1
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
ТПОЛ-10
ТОЛ-10
ТЛО-10
ТВ-110
ТВ-35
ТПЛ-35
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИ-10
НТМИ-6
НАМИ-110 УХЛ1
ЗНОЛ-35III
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III
Количество,
шт./Экз.
18
13
10
27
18
6
2
2
3
6
3
3
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных со
встроенным УСВ
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
ПО «ТЕЛЕСКОП+»
МП СМО-1805-2020
РЭСС.411711.АИИС.776.01 ПФ
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМПСМО-1805-2020«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП
«Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки»,
утвержденному АО «РЭС Групп» 29.05.2020 г.
Основные средства поверки:
-трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки;
-трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
-счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124
РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ.
Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
10 сентября 2004 г.;
14
-счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть
2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ
ФБУ«Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД ARIS MT200 – по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры
многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» 13.05.2013 г.;
-устройство синхронизации времени Радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
-прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества
электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
-миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
-термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;
-термометрстеклянныйжидкостныйвибростойкийавиационныйТП-6,
Рег. № 257-49.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом и
(или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская
генерация» АО «ДГК», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации №
RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
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
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: +7 (4922) 22-21-62
Факс: +7 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
15
Испытательный центр
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: +7 (4922) 22-21-62
Факс: +7 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
Аттестат об аккредитации АО «РЭС Групп» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312736 от 17.07.2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.