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 АО "ДГК" (Комсомольская ТЭЦ-2) , ГРСИ 79967-20
Номер госреестра:
79967-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "ДГК" (Комсомольская ТЭЦ-2)
Обозначение типа:
Производитель:
Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
776.05
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение № 9
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «7» декабря 2020 г. № 2020
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК» (Комсомольская ТЭЦ-2)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК» (Комсомольская ТЭЦ-2) (далее по тексту – 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 (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-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по
тексту – ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ARIS MT200
2
(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», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую
по тексту – БД)
тексту – АРМ),
аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее
АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по
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 включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника
сигналовточноговремениотспутниковглобальнойсистемыпозиционирования
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 ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Номер ИК
Наименование
объекта
Измерительные компоненты
Вид
электро-
энергии
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД
Основ-
ная
погреш-
ность, %
1
Комсомольская
ТЭЦ-2, ТГ №5
(6,3кВ)
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS
MT200
Рег. №
53992-13
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,0
±6,9
2
Комсомольская
ТЭЦ-2, ТГ №6
(6,3кВ)
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±1,0
±2,0
±3,3
±6,0
3
Комсомольская
ТЭЦ-2, ТГ №7
(6,3кВ)
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±1,0
±2,0
±3,4
±6,0
4
Комсомольская
ТЭЦ-2, ТГ №8
(6,3кВ)
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1
Рег. № 27524-04
активная
реактивная
±1,0
±2,0
±3,4
±6,0
5
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.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±1,0
±2,5
±4,0
±6,8
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Метрологические
характеристики ИК
1
2
5
6
7
8
Погреш-
ность в
рабочих
усло-
виях, %
9
3
ТЛП-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 4000/5
Рег. № 30709-11
ТШВ 15
Кл. т. 0,2
Ктт 8000/5
Рег. № 5719-03
ТШЛ 20-I
Кл. т. 0,2S
Ктт 8000/5
Рег. № 21255-03
ТШЛ 20-I
Кл. т. 0,2S
Ктт 8000/5
Рег. № 21255-03
4
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
Комсомольская
ТЭЦ-2, ЗРУ-
110кВ, яч. №3,
ВЛ-110кВ
КТЭЦ-2 - КТЭЦ-
1 №1 С-83
5
6
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.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
ARIS
Trial Рег.
№ 53992-
13
7
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
8
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. № trial-08
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
9
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
10
ТВ-35
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 46101-10
ЗНОМ-35-65
Кл. т. 0,5
Ктн trial:√3/100:√3
Рег. № 912-07
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
11
ТВ-35
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 46101-10
ЗНОМ-35-65
Кл. т. 0,5
Ктн 35000:√3/100:√3
Рег. № 912-07
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
1
3
4
5
6
789
активная±1,0±4,0
реактивная±2,5±6,8
активная±1,0±4,0
реактивная±2,5±6,8
активная±1,0±4,0
реактивная±2,5±6,8
ТБМО-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2S
Ктт 600/5
Рег. № 23256-11
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 24218-08
активная±0,8±3,3
реактивная±1,5±5,9
активная±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
2
Комсомольская
ТЭЦ-2, ЗРУ-
110кВ, яч. №2,
ВЛ-110кВ
КТЭЦ-2 - КТЭЦ-
1 №2 С-84
Комсомольская
ТЭЦ-2, ЗРУ-
110кВ, яч. №13,
ВЛ-110кВ
КТЭЦ-2 - ПС:
Парус - Т С-86
Комсомольская
ТЭЦ-2, ЗРУ-
110кВ, яч. №12,
ВЛ-110кВ
КТЭЦ-2 - ПС
"Т" С-85
Комсомольская
ТЭЦ-2, ЗРУ-
110кВ, яч. №8,
ОВ-110 кВ
Комсомольская
ТЭЦ-2, РУ-35кВ,
ВЛ-35кВ КТЭЦ-2
- ПС "ТН" Т-167
Комсомольская
ТЭЦ-2, РУ-35кВ,
ВЛ-35кВ КТЭЦ-2
- ПС Багерная -
ЭТЗ Т-160
активная±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
6
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS
MT200
Рег. №
53992-13
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
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±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
активная±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
12
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
126кВ, 1 секция-6
кВ, яч.№1,
Фидер №1
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
136кВ, 1 секция-6
кВ, яч.№5,
Фидер №5
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
146кВ, 1 секция-6
кВ, яч.№6,
Фидер №6
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
156кВ, 1 секция-6
кВ, яч.№7,
Фидер №7
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
166кВ, 1 секция-6
кВ, яч.№11,
Фидер №11
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
176кВ, 1 секция-6
кВ, яч.№13,
Фидер №13
активная±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
7
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS
MT200
Рег. №
53992-13
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 300/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
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±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
активная±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
12
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
186кВ, 1 секция-6
кВ, яч.№15,
Фидер №15
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
196кВ, 1 секция-6
кВ, яч.№17,
Фидер №17
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
206кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№27,
Фидер №27
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
216кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№29,
Фидер №29
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
226кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№31,
Фидер №31
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
236кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№35,
Фидер №35
активная±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
8
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS
MT200
Рег. №
53992-13
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
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±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
активная±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
12
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
246кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№37,
Фидер №37
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
256кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№41,
Фидер №41
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
266кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№43,
Фидер №43
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
276кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№45,
Фидер №45
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
286кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№47,
Фидер №47
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
296кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№49,
Фидер №49
активная±1,2±4,0
реактивная±2,8±6,9
9
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ARIS
Trial Рег.
№ 53992-
13
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 600/5
Рег. № 1261-08
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
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
12
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
306кВ, 2 секция-6
кВ, яч.№51,
Фидер №51
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
316кВ, 2 секция-6
кВ, яч. №53,
Фидер №53
Комсомольская
ТЭЦ-2, ГРУ-
326кВ, 2 секция-6
кВ, яч. №57,
Фидер №57
активная±1,2±4,0
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 - 32 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.
10
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от -40 до +60
от +10 до +30
- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01
ч, не менее
90000
- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ-
4ТМ.03М.01 ч, не менее
140000
- 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
2
88000
24
114
40
45
5
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Значение
32
от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
от -30 до +50
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
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
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут., 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
3,5
11
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).
12
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 систему АИИС КУЭ АО
«ДГК» (Комсомольская ТЭЦ-2) 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.
СЭТ-4ТМ.03.01
28
СЭТ-4ТМ.03М.01
4
ARIS MT200
1
Паспорт-Формуляр
1
Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ
Обозначение
ТЛП-10
ТШВ 15
ТШЛ 20-I
ТВ-110
ТБМО-110 УХЛ1
ТВ-35
ТПОЛ-10
НАМИ-10-95УХЛ2
НАМИ-110 УХЛ1
ЗНОМ-35-65
Количество, шт./экз.
3
3
6
12
3
6
42
6
6
3
энергии
энергии
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчикэлектрической
многофункциональный
Счётчикэлектрической
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
со встроенным УСПД
Программное обеспечение
Методика поверки
1
1
ПО «ТЕЛЕСКОП+»
МП СМО-1206-2020
РЭСС.411711.АИИС.776.05
ПФ
«Счетчики
поверки»,
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-1206-2020 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК»
(Комсомольская ТЭЦ-2). Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 22.06.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения– всоответствиис ГОСТ 8.216-2011 ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 – по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1
электрическойэнергиимногофункциональныеСЭТ-4ТМ.03.Методика
согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г;
13
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 – по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1 «Счетчики
электрическойэнергиимногофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М.Методикаповерки»,
согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г;
- УСПД ARIS MT200 – по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры
многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» 13.05.2013г.;
- 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;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-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) АО «ДГК» (Комсомольская ТЭЦ-2), 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)
АО «ДГК» (Комсомольская ТЭЦ-2)
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
14
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 |
| 73705-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МТС ЭНЕРГО" на объектах "Segezha Group" | Нет данных | ООО "АйСиБиКом", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 32702-06 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Петровское ЛПУ ООО "Югтрансгаз" КС-25 | Нет данных | ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 45208-10 | Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП "Северокамск" | Нет данных | ЗАО "ПермСпецНефтеМаш", г.Пермь | 1 год | Перейти |
| 69651-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Ферреро Руссия" | Нет данных | ООО "Энергосистемы", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 54466-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Обшаровка" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Самарской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 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