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 "Хабаровская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" , ГРСИ 79923-20
Номер госреестра:
79923-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
Обозначение типа:
Производитель:
Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
776.09
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение № 25
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «2» декабря 2020 г. № 1962
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала
«Хабаровская генерация» АО «ДГК»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» 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
организаций –
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера
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 (далее 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 (далее –
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 охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ 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 счетчиков
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 припередачеявляется 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.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование
объекта
Измерительные компоненты
Вид
электро-
энергии
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД
Основ-
ная
погреш-
ность, %
1
Хабаровская ТЭЦ-3,
ТГ №1 (15,75кВ)
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт 10000/5
Рег. № 21255-08
ЗНОЛ.06-15
Кл. т. 0,2
Ктн 15750/√3/100/√3
Рег. № 46738-11
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS MT200
Рег. № 53992-13
активная
реактивная
± 0,8
± 1,5
± 3,3
± 5,9
2
Хабаровская ТЭЦ-3,
ТГ №2 (15,75кВ)
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
активная
реактивная
± 0,8
± 1,5
± 3,3
± 5,9
3
Хабаровская ТЭЦ-3,
ТГ №3 (15,75кВ)
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
активная
реактивная
± 0,8
± 1,5
± 3,3
± 5,9
4
Хабаровская ТЭЦ-3,
ТГ №4 (15,75кВ)
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
активная
реактивная
± 1,0
± 2,0
± 3,3
± 6,0
5
ПС 110кВ
Водозабор (БНС),
РУ-6 кВ, яч.5
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № trial-04
активная
реактивная
± 1,2
± 2,8
± 4,1
± 7,1
Метрологические
характеристики ИК
1
2
3
4
5
6
7
8
Погреш-
ность в
рабочих
усло-
виях, %
9
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт 10000/5
Рег. № 21255-08
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт 10000/5
Рег. № 21255-08
GSR
Кл.т. 0,2
Ктт 10000/5
Рег. № 25477-08
ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 1261-59
ЗНОЛ.06-15
Кл. т. 0,2
Ктн 15750/√3/100/√3
Рег. № 46738-11
ЗНОЛ.06-15
Кл. т. 0,2
Ктн 15750/√3/100/√3
Рег. № 46738-11
EPR20Z
Кл. т. 0,5
Ктн 15750/√3/100/√3
Рег. № 30369-05
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70
5
6
ПС 110кВ
Водозабор (БНС),
РУ-6 кВ, яч.9
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS MT200
Рег. № 53992-13
7
ПС 35кВ НОВ, РУ-6
кВ, яч.3
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
8
ПС 35кВ НОВ, РУ-6
кВ, яч.13
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
9
ПС 35кВ ПНС, РУ-6
кВ, яч.2
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
10
ТВ-110
Кл.т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 46101-10
НАМИ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
11
ТВ-110
Кл.т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 46101-10
НАМИ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
1
2
5
6
789
активная± 1,2± 4,1
реактивная± 2,8± 7,1
активная± 1,2± 4,1
реактивная± 2,8± 7,1
активная± 1,2± 4,1
реактивная± 2,8± 7,1
3
ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 1261-59
ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 7069-07
ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 7069-07
ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт 800/5
Рег. № 7069-07
4
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70
ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-08
ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-08
ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-04
активная± 1,2± 4,1
реактивная± 2,8± 7,1
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-110кВ, яч. №7,
ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- ПС: Березовка -
КПУ - СМР - РЦ №1
(С-17)
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-110кВ, яч. №9,
ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- ПС:
Племрепродуктор -
Водозабор №1 (С-
43)
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
6
12
ТВ-110
Кл.т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 46101-10
НАМИ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS MT200
Рег. № 53992-13
13
ТВГ-110
Кл.т. 0,2S
Ктт 1000/5
Рег. № 22440-07
НАМИ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.02М.02
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
14
ТВ-110
Кл.т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 19720-06
НАМИ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
15
ТВ-110
Кл.т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 46101-10
НАМИ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
16
ТВГ-110
Кл.т. 0,2S
Ктт 1000/5
Рег. № 22440-07
НАМИ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.02М.02
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
Продолжение таблицы 2
1
3
4
5
6
789
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
активная± 0,6± 1,7
реактивная± 1,3± 3,9
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
активная± 1,0± 4,0
реактивная± 2,5± 6,8
2
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-110кВ, яч. №3,
ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- ПС ГВФ (С-45)
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-110кВ, яч. №1,
ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- ПС РЦ №3
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-110кВ, яч. №5,
ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- ПС: Березовка -
КПУ - СМР - РЦ №2
(С-18)
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-110кВ, яч.
№11, ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- ПС
Племрепродуктор -
Водозабор №2 (С-
44)
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-110кВ, яч.№12,
ВЛ-110кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- Хабаровский НПЗ
активная± 0,6± 1,7
реактивная± 1,3± 3,9
7
17
Хабаровская ТЭЦ-
3, ОРУ-110кВ, яч.
№4, ОМВ-110 кВ
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS MT200
Рег. № 53992-13
18
ТВ-220
Кл.т. 0,2S
Ктт 1000/5
Рег. № 46101-10
НАМИ-220
Кл. т. 0,2
Ктн 220000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
19
ТВ-220
Кл.т. 0,2S
Ктт 1000/5
Рег. № 19720-06
НАМИ-220
Кл. т. 0,2
Ктн 220000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
20
CA 245
Кл.т. 0,2S
Ктт 500/5
Рег. № 23747-02
НАМИ-220
Кл. т. 0,2
Ктн 220000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
21
ТВ-220
Кл.т. 0,2S
Ктт 1000/5
Рег. № 19720-06
НАМИ-220
Кл. т. 0,2
Ктн 220000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
1
2
5
6
789
3
ТВ-110
Кл.т. 0,2S
Ктт 2000/5
Рег. № 46101-10
4
НАМИ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
активная± 0,8± 3,3
реактивная± 1,5± 5,9
активная± 0,6± 1,7
реактивная± 1,3± 3,9
активная± 0,8± 3,3
реактивная± 1,5± 5,9
активная± 0,6± 1,7
реактивная± 1,3± 3,9
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-220 кВ, ячейка
№7, ВЛ 220 кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- РЦ (Л-221)
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-220 кВ, ячейка
№2, ВЛ 220 кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- Хехцир 2 I цепь с
отпайкой на ПС
Князе-Волконка (Л-
223)
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-220 кВ, ячейка
№14, ВЛ 220 кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- Хехцир 2 III цепь
(Л-225)
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-220 кВ, ячейка
№9, КВЛ 220 кВ
Хабаровская ТЭЦ-3
- Амур (Л-222)
активная± 0,8± 3,3
реактивная± 1,5± 5,9
8
ТВ-220
Кл.т. 0,2S
Ктт 1000/5
Рег. № 19720-06
НАМИ-220
Кл. т. 0,2
Ктн 220000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS MT200
Рег. № 53992-13
CA 245
Кл.т. 0,2S
Ктт 500/5
Рег. № 23747-02
НАМИ-220
Кл. т. 0,2
Ктн 220000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
3
4
5
6
789
активная± 0,8± 3,3
реактивная± 1,5± 5,9
12
Хабаровская ТЭЦ-3,
ОРУ-220 кВ, ячейка
№4, ВЛ 220 кВ
22Хабаровская ТЭЦ-3
- Хехцир 2 II цепь с
отпайкой на ПС
НПС-34 (Л-224)
Хабаровская ТЭЦ-
3, ОРУ-220 кВ,
ячейка №13, ВЛ 220
23кВ Хабаровская
ТЭЦ-3 - Хехцир 2 IV
цепь с отпайкой на
ПС НПС-34 (Л-226)
активная± 0,6± 1,7
реактивная± 1,3± 3,9
Хабаровская ТЭЦ-3,
24ОРУ-220 кВ, ячейка
№6, ОМВ-220 кВ
ТВ-220
Кл.т. 0,2S
Ктт 1000/5
Рег. № 46101-10
НАМИ-220
Кл. т. 0,2
Ктн 220000/√3/100/√3
Рег. № 60353-15
активная± 0,8± 3,3
реактивная± 1,5± 5,9
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 - 24 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.
9
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
90 000
140 000
2
88 000
24
114
40
45
10
3,5
Значение
24
от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
от 0 до +40
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
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 наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01 (рег. № 27524-04)
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.02 (рег.
№ 36697-08)
- 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
Надежность системных решений:
10
результатах измерений может
электроэнергии с помощью
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынка
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).
Возможность сбора информации:
11
– 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-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.
Наименование
Обозначение
СЭТ-4ТМ.03.01
19
СЭТ-4ТМ.02М.02
2
СЭТ-4ТМ.03М
3
ARIS MT200
1
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.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
ТШЛ-20-1
GSR
ТПОЛ-10
ТОЛ-10
ТВ-110
ТВГ-110
ТВ-220
CA 245
ЗНОЛ.06-15
EPR20Z
НТМИ-6-66
ЗНОЛ.06-6
ЗНОЛ.06-6У3
НАМИ-110
НАМИ-220
Количество,
шт./Экз.
9
3
6
9
18
6
15
6
9
3
2
6
3
6
6
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
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-2206-2020
РЭСС.411711.АИИС.776.09 ПФ
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-2206-2020 «ГСИ. Система автоматизированная
(АИИС КУЭ) СП
Методика поверки»,
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
«Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК».
утвержденному АО «РЭС Групп» 30.06.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки;
12
- трансформаторов напряжения– всоответствиис 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.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.02 – в соответствии с методикой поверки
руководству по эксплуатации
с руководителем ГЦИ СИ
ИЛГШ.411152.145РЭ1,являющейсяприложениемк
ИЛГШ.411152.145РЭ. Методикаповеркисогласована
ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
документу
Методика
ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры
поверки», утвержденному ГЦИ СИ
- УСПД ARIS MT200 – по
многофункциональныеARISMT200.
ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;
- 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-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-3» 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 системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП
«Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»
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
13
Заявитель
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
Испытательный центр
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (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.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 50539-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Посольская" Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Бурятия | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 73502-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Муниципальное унитарное предприятие города Абакана "Абаканские электрические сети" (МУП "АЭС") | Нет данных | МУП "Абаканские электрические сети", г.Абакан | 4 года | Перейти |
| 71919-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "НЛМК" | Нет данных | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 76341-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Вишневогорский ГОК" | Нет данных | ООО "Энергосистемы", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 76974-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Разрез "Саяно-Партизанский" | Нет данных | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 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