Номер по Госреестру СИ: 66877-17
66877-17 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью
которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
ТЕЛЕСКОП+ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО:
|
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 206.1-109-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС » 10.11.2016 года.
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 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/V3 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;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.124 РЭ1, приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- 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 поверки.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский 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: www.vniims.ru
E-mail: office@vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (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.
Первичные фазные 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 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.
Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов
формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «ФОРМАТ И РЕГЛАМЕНТ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ, СОСТОЯНИЙ СРЕДСТВ И ОБЪЕКТОВ ИЗМЕРЕНИЙ В АО «АТС», АО «СО ЕЭС» И СМЕЖНЫМ СУБЪЕКТАМ» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
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 по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов единого календарного 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.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 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.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока ТЛШ-10 У3 |
3 |
Трансформаторы тока ТШВ 15 У3 |
3 |
Трансформаторы тока ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
9 |
Трансформаторы тока ТВ-110-1-2 У2 |
21 |
Трансформаторы тока GDS 40,5 |
8 |
Трансформаторы тока ТПЛ-35-4 УХЛ2 |
6 |
Трансформаторы тока ТПОЛ-10 У3 |
16 |
Трансформаторы тока ТЛМ-10-1 У3 |
2 |
Трансформаторы тока ТОЛ-10-1-2 У2 |
6 |
Трансформаторы тока ТЛО-10-3 У2 |
2 |
Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 |
6 |
Трансформаторы напряжения НОЛ.08-6 УТ2 |
9 |
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-10 У3 |
3 |
Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 |
26 |
Контроллеры многофункциональные ARIS MT200 |
1 |
Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+ |
1 |
Методика поверки МП 206.1-109-2016 |
1 |
Паспорт - Формуляр РЭП.411711.ХГ-АТЭЦ-1.ФО |
1 |
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Канал измерений |
Состав измерительного канала |
5 w к н н н |
ИВКЭ |
Метрологические характеристики | |||||||
1 £ |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
Вид энергии |
Основ ная погрешность ИК (±*), % |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±*), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
1 |
Турбогенератор ТГ №1 |
н н |
Кт = 0,5S |
А |
ТЛШ-10 У3 |
5821 |
о о о 00 ■'Г |
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 4,8 ± 2,8 |
Ктт = 4000/5 |
В |
ТЛШ-10 У3 |
5822 | ||||||||
№ 11077-03 |
С |
ТЛШ-10 У3 |
5820 | ||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2839 | |||||||
Ктн = 6000/100 |
В | ||||||||||
№ 20186-05 |
С | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 |
0107070229 | ||||||||
Ксч = 1 | |||||||||||
№ 27524-04 | |||||||||||
2 |
Турбогенератор ТГ №2 |
н н |
Кт =0,2 |
А |
ТШВ 15 У3 |
23 |
о о о О' |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 1,8 |
± 2,9 ± 2,6 | |
Ктт = 8000/5 |
В |
ТШВ 15 У3 |
25 | ||||||||
№ 5719-08 |
С |
ТШВ 15 У3 |
26 | ||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
НОЛ.08-6 УТ2 |
565 | |||||||
Ктн = 6000/100 |
В |
НОЛ.08-6 УТ2 |
571 | ||||||||
№ 3345-04 |
С |
НОЛ.08-6 УТ2 |
566 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0103063023 | ||||||||
Ксч = 1 | |||||||||||
№ 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 | ||
3 |
Турбогенератор ТГ №3 |
н н |
Кт =0,2S |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
Ктт = 8000/5 |
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||
№ 21255-03 |
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
НОЛ.08-6 УТ2 | ||
Ктн = 6000/100 |
В |
НОЛ.08-6 УТ2 | |||
№ 3345-04 |
С |
НОЛ.08-6 УТ2 | |||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||
Ксч = 1 | |||||
№ 27524-04 | |||||
4 |
Турбогенератор ТГ №4 |
н н |
Кт =0,2S |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
Ктт = 8000/5 |
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||
№ 21255-08 |
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
НОЛ.08-6 УТ2 | ||
Ктн = 6000/100 |
В |
НОЛ.08-6 УТ2 | |||
№ 3345-04 |
С |
НОЛ.08-6 УТ2 | |||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||
Ксч = 1 | |||||
№ 27524-04 | |||||
5 |
Турбогенератор ТГ №5 |
н н |
Кт =0,2S |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
Ктт = 8000/5 |
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||
№ 21255-08 |
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛ.06-10 У3 | ||
Ктн = 10000:^3/100:^3 |
В |
ЗНОЛ.06-10 У3 | |||
№ 46738-11 |
С |
ЗНОЛ.06-10 У3 | |||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||
Ксч = 1 | |||||
№ 36697-08 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
231 |
о о о О' |
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 1,8 |
± 2,7 ± 3,8 |
232 | |||||
234 | |||||
567 | |||||
563 | |||||
570 | |||||
0108050117 | |||||
200 |
о о о О' |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 1,8 |
± 2,7 ± 3,8 | |
195 | |||||
193 | |||||
564 | |||||
561 | |||||
569 | |||||
0103068021 | |||||
201 |
о о о о |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 1,8 |
± 2,7 ± 3,4 | |
202 | |||||
207 | |||||
1008139 | |||||
1008105 | |||||
1008140 | |||||
0807140331 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
6 |
ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Эльбан» №1 С-87 |
н н |
Кт = 0,5S |
А |
ТВ-110-1-2 У2 |
3576 |
132000 |
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,2 |
± 5,0 ± 4,2 |
Ктт = 600/5 |
В |
ТВ-110-1-2 У2 |
3572 | ||||||||
№ 19720-06 |
С |
ТВ-110-1-2 У2 |
3531 | ||||||||
К н |
Кт = 0,2 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4575; 4198 | |||||||
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4558; 4241 | ||||||||
№ 24218-08 |
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4116; 4136 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109054096 | ||||||||
Ксч = 1 | |||||||||||
№ 27524-04 | |||||||||||
7 |
ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Падали - Эльбан» №2 С-88 |
н н |
Кт = 0,5S |
А |
ТВ-110-1-2 У2 |
3552 |
132000 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,2 |
± 5,0 ± 4,2 | |
Ктт = 600/5 |
В |
ТВ-110-1-2 У2 |
3549 | ||||||||
№ 19720-06 |
С |
ТВ-110-1-2 У2 |
3533 | ||||||||
К н |
Кт = 0,2 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4198; 4575 | |||||||
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4241; 4558 | ||||||||
№ 24218-08 |
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4136;4116 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109055033 | ||||||||
Ксч = 1 | |||||||||||
№ 27524-04 | |||||||||||
8 |
ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Амурмаш - ЛДК» №1 С-89 |
н н |
Кт = 0,5S |
А |
ТВ-110-1-2 У2 |
3551 |
132000 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,2 |
± 5,0 ± 4,2 | |
Ктт = 600/5 |
В |
ТВ-110-1-2 У2 |
3553 | ||||||||
№ 19720-06 |
С |
ТВ-110-1-2 У2 |
3538 | ||||||||
К н |
Кт = 0,2 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4575; 4198 | |||||||
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4558; 4241 | ||||||||
№ 24218-08 |
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4116; 4136 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0107072063 | ||||||||
Ксч = 1 | |||||||||||
№ 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
ВЛ 110 кВ «Амурская ТЭЦ-1 - Амурмаш -ЛДК» №2 С-90 |
Кт = 0,5 S |
А |
ТВ-110-1-2 У2 |
3540 | ||||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
ТВ-110-1-2 У2 |
3546 | ||||||||
№ 19720-06 |
С |
ТВ-110-1-2 У2 |
3577 | |||||||||
Кт = 0,2 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4198; 4575 |
132000 |
Активная |
± 1,0 |
± 5,0 | |||||
9 |
К н |
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4241; 4558 | |||||||
№ 24218-08 |
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4136; 4116 |
Реактивная |
± 2,2 |
± 3,8 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
0807140412 |
RZA2 | |||||||||
№ 36697-08 | ||||||||||||
Кт = 0,5 S |
А |
ТВ-110-1-2 У2 |
3585 | |||||||||
ВЛ 110 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - Хурба - ПС Комсомольская" С-72 |
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
ТВ-110-1-2 У2 |
3600 |
ARIS MT200-D100-TE-CTM- |
Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13 | |||||
№ 19720-06 |
С |
ТВ-110-1-2 У2 |
3599 | |||||||||
Кт = 0,2 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4198; 4575 |
132000 |
Активная |
± 1,0 |
± 5,0 | |||||
10 |
К н |
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4241; 4558 | |||||||
№ 24218-08 |
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4136; 4116 |
Реактивная |
± 2,2 |
± 4,2 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109055025 | ||||||||||
№ 27524-04 | ||||||||||||
ВЛ 110 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - ПС Комсомольская" С-71 |
Кт = 0,5 S |
А |
ТВ-110-1-2 У2 |
3558 | ||||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
ТВ-110-1-2 У2 |
3541 | ||||||||
№ 19720-06 |
С |
ТВ-110-1-2 У2 |
3548 | |||||||||
Кт = 0,2 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4575; 4198 |
132000 |
Активная |
± 1,0 |
± 5,0 | |||||
11 |
К н |
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4558; 4241 | |||||||
№ 24218-08 |
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4116; 4136 |
Реактивная |
± 2,2 |
± 4,2 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109054243 | ||||||||||
№ 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
Кт = 0,5S |
А |
ТВ-110-1-2 У2 |
3557 | |||||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
ТВ-110-1-2 У2 |
3554 | ||||||||
ОВ-110 кВ |
№ 19720-06 |
С |
ТВ-110-1-2 У2 |
3569 | ||||||||
Кт = 0,2 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4575; 4198 |
132000 |
Активная |
± 1,0 |
± 5,0 | |||||
12 |
К н |
Ктн = 110000:^3/100:^3 |
В |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4558; 4241 | |||||||
№ 24218-08 |
С |
НАМИ-110 УХЛ1 |
4116; 4136 |
Реактивная |
± 2,2 |
± 4,2 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109056046 | ||||||||||
№ 27524-04 |
-RZA2 | |||||||||||
ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ- 1 -ТП Центральная" №1 Т-225 |
Кт = 0,5S |
А |
GDS 40,5 |
30496466 | ||||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
- |
- |
KRIS MT200-D100-TE-CTM |
№ 11150242 СИ 53992-13 | ||||||
№ 30370-10 |
С |
GDS 40,5 |
30496471 | |||||||||
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
24 |
42000 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | |||||
13 |
К н |
Ктн = 35000:^3/100:^3 |
В |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
192 | |||||||
№ 21257-06 |
С |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
11 |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
Зав. Рег. № | ||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109055006 | ||||||||||
№ 27524-04 | ||||||||||||
ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ- 1 -ТП Центральная" №2 Т-227 |
Кт = 0,5S |
А |
GDS 40,5 |
30496472 | ||||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
- |
- | ||||||||
№ 30370-10 |
С |
GDS 40,5 |
30496467 | |||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
7381 |
42000 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | ||||
14 |
Ктн = 35000:^3/100:^3 |
В |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
6884 | ||||||||
№ 46738-11 |
С |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
7757 |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109055215 | ||||||||||
№ 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
15 |
ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 - ТП КТПН - ГПП Городская" №1 Т-224 |
н н |
Кт = 0,5 S |
А |
GDS 40,5 |
30496470 |
42000 |
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13 |
Активная Реактивная |
± 1,2 ± 2,5 |
± 5,1 ± 4,2 |
Ктт = 600/5 |
В |
- |
- | ||||||||
№ 30370-10 |
С |
GDS 40,5 |
30496469 | ||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
24 | |||||||
Ктн = 35000:^3/100:^3 |
В |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
192 | ||||||||
№ 21257-06 |
С |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
11 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109054219 | ||||||||
Ксч = 1 | |||||||||||
№ 27524-04 | |||||||||||
16 |
ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ -1 - ТП КТПН - ГПП Городская" №2 Т-226 |
н н |
Кт = 0,5 S |
А |
GDS 40,5 |
30496465 |
42000 |
Активная Реактивная |
± 1,2 ± 2,5 |
± 5,1 ± 4,2 | |
Ктт = 600/5 |
В |
- |
- | ||||||||
№ 30370-10 |
С |
GDS 40,5 |
30496468 | ||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
7381 | |||||||
Ктн = 35000:^3/100:^3 |
В |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
6884 | ||||||||
№ 46738-11 |
С |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
7757 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109055059 | ||||||||
Ксч = 1 | |||||||||||
№ 27524-04 | |||||||||||
17 |
ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 -АГМК" №1 Т-228 |
н н |
Кт = 0,5 S |
А |
ТПЛ-35-4 УХЛ2 |
89 |
10500 |
Активная Реактивная |
± 1,2 ± 2,5 |
± 5,1 ± 3,9 | |
Ктт = 150/5 |
В |
ТПЛ-35-4 УХЛ2 |
92 | ||||||||
№ 21253-06 |
С |
ТПЛ-35-4 УХЛ2 |
88 | ||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
24 | |||||||
Ктн = 35000:^3/100:^3 |
В |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
192 | ||||||||
№ 21257-06 |
С |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
11 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
0804100060 | ||||||||
Ксч = 1 | |||||||||||
№ 36697-08 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
ВЛ 35 кВ "Амурская ТЭЦ-1 -АГМК" №2 Т-229 |
Кт = 0,5 S |
А |
ТПЛ-35-4 УХЛ2 |
91 | ||||||||
н н |
Ктт = 150/5 |
В |
ТПЛ-35-4 УХЛ2 |
93 | ||||||||
№ 21253-06 |
С |
ТПЛ-35-4 УХЛ2 |
90 | |||||||||
Кт = 0,5 |
А |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
7381 |
10500 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | |||||
18 |
К н |
Ктн = 35000:^3/100:^3 |
В |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
6884 | |||||||
№ 46738-11 |
С |
ЗНОЛ-35 III УХЛ1 |
7757 |
Реактивная |
± 2,5 |
± 3,9 | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
0804100161 | ||||||||||
№ 36697-08 |
-RZA2 | |||||||||||
Кт = 0,5 S |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
10316 | |||||||||
н н |
Ктт = 800/5 |
В |
- |
- |
KRIS MT200-D100-TE-CTM |
№ 11150242 СИ 53992-13 | ||||||
ГРУ-6 кВ Фидер № |
№ 1261-08 |
С |
ТПОЛ-10 У3 |
10819 | ||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
0096 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | ||||||
19 |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2832; 2831 | ||||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
Зав. Рег. № | ||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109054063 | ||||||||||
№ 27524-04 | ||||||||||||
га |
Кт = 0,5 |
А |
ТЛМ-10-1 У3 |
0690 | ||||||||
н н |
Ктт = 200/5 |
В |
- |
- | ||||||||
ГРУ-6 кВ Фидер № |
№ 2473-69 |
С |
ТЛМ-10-1 У3 |
7254 | ||||||||
Кт = 0,5 |
А |
2400 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,7 | |||||||
20 |
К н |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2832; 2831 | |||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 3,4 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109054240 | ||||||||||
№ 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
ГРУ-6 кВ Фидер № 2В |
Кт = 0,5S |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
10075 | ||||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
- |
- | ||||||||
№ 1261-08 |
С |
ТПОЛ-10 У3 |
10074 | |||||||||
Кт = 0,5 |
А |
7200 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | |||||||
21 |
К н |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2832; 2831 | |||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0106082101 | ||||||||||
№ 27524-04 |
-RZA2 | |||||||||||
<С |
Кт = 0,5S |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
7443 | ||||||||
н н |
Ктт = 300/5 |
В |
- |
- |
VRIS MT200-D100-TE-CTM |
№ 11150242 СИ 53992-13 | ||||||
ГРУ-6 кВ Фидер № |
№ 1261-08 |
С |
ТПОЛ-10 У3 |
7444 | ||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
3600 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | ||||||
22 |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2832; 2831 | ||||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
Зав. Рег. № | ||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0108052183 | ||||||||||
№ 27524-04 | ||||||||||||
ГРУ 6 кВ Фидер № 6В |
Кт = 0,5S |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
10076 | ||||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
- |
- | ||||||||
№ 1261-08 |
С |
ТПОЛ-10 У3 |
10146 | |||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
7200 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | ||||||
23 |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2832; 2831 | ||||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0107073057 | ||||||||||
№ 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
19 А |
Кт = 0,5S |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
7448 | ||||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
- |
- | ||||||||
ГРУ-6 кВ Фидер № |
№ 1261-08 |
С |
ТПОЛ-10 У3 |
7449 | ||||||||
Кт = 0,5 |
А |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | ||||||||
24 |
К н |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2823; 2831 |
7200 | ||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109055238 | ||||||||||
№ 27524-04 |
-RZA2 | |||||||||||
ГРУ-6 кВ Фидер № 27А |
Кт = 0,5S |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
10072 | ||||||||
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
- |
- |
KRIS MT200-D100-TE-CTM |
№ 11150242 СИ 53992-13 | ||||||
№ 1261-08 |
С |
ТПОЛ-10 У3 |
10073 | |||||||||
Кт = 0,5 |
А |
7200 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | |||||||
25 |
К н |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2823; 2831 | |||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 3,9 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
Зав. Рег. № | ||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
0804100018 | ||||||||||
№ 36697-08 | ||||||||||||
ГРУ-6 кВ Фидер № 28Б |
Кт = 0,5S |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
7442 | ||||||||
н н |
Ктт = 300/5 |
В |
- |
- | ||||||||
№ 1261-08 |
С |
ТПОЛ-10 У3 |
7441 | |||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
3600 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | ||||||
26 |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2837; 2831 | ||||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109055108 | ||||||||||
№ 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
ГРУ-6 кВ Фидер № 37 |
Кт = 0,5S |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
7446 | ||||||||
н н |
Ктт = 300/5 |
В |
- |
- | ||||||||
№ 1261-08 |
С |
ТПОЛ-10 У3 |
7447 | |||||||||
Кт = 0,5 |
А |
Активная |
± 1,1 |
± 4,8 | ||||||||
27 |
К н |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2823; 2831 |
3600 | ||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,3 |
± 2,8 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03 |
0107071056 | ||||||||||
№ 27524-04 |
-RZA2 | |||||||||||
ГРУ-6 кВ Фидер № 48А |
Кт = 0,5S |
А |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
5937 | ||||||||
н н |
Ктт = 300/5 |
В |
- |
- |
KRIS MT200-D100-TE-CTM |
№ 11150242 СИ 53992-13 | ||||||
№ 15128-07 |
С |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
5936 | |||||||||
Кт = 0,5 |
А |
3600 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | |||||||
28 |
К н |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2837; 2831 | |||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 |
Зав. Рег. № | ||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0112054013 | ||||||||||
№ 27524-04 | ||||||||||||
ГРУ-6 кВ Фидер № 48Б |
Кт = 0,5S |
А |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
23292 | ||||||||
н н |
Ктт = 800/5 |
В |
- |
- | ||||||||
№ 15128-07 |
С |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
23293 | |||||||||
К н |
Кт = 0,5 |
А |
0096 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | ||||||
29 |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2837; 2831 | ||||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109054023 | ||||||||||
№ 27524-04 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
V99 |
Кт = 0,5S |
А |
ТЛО-10-3 У2 |
12388 | ||||||||
н н |
Ктт = 300/5 |
В |
- |
- | ||||||||
ГРУ-6 кВ Фидер № |
№ 25433-08 |
С |
ТЛО-10-3 У2 |
12389 | ||||||||
Кт = 0,5 |
А |
ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 |
Активная |
± 1,1 |
± 4,8 | |||||||
30 |
К н |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2840;2831 |
3600 | ||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,3 |
± 2,8 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 |
Зав. № 11150242 Рег. № СИ 53992-13 | ||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03 |
0111080523 | ||||||||||
№ 27524-04 | ||||||||||||
ГРУ-6 кВ Фидер № 66Б |
Кт = 0,5S |
А |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
23102 | ||||||||
н н |
Ктт = 300/5 |
В |
- |
- | ||||||||
№ 15128-07 |
С |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
23100 | |||||||||
Кт = 0,5 |
А |
3600 |
Активная |
± 1,2 |
± 5,1 | |||||||
31 |
К н |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2840;2831 | |||||||
№ 20186-05 |
С |
Реактивная |
± 2,5 |
± 4,2 | ||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 | |||||||||||
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0109056068 | ||||||||||
№ 27524-04 |
Примечания
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)^1ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
-
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
-
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности cosj |
0,87 |
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: | |
ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: | |
ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
- для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
- для УСПД |
от 0 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
1 |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
88000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации | |
Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух |
35 |
направлениях, сутки, не более | |
ИВКЭ: | |
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не |
35 |
менее | |
ИВК: | |
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
-
- попытка несанкционированного доступа;
-
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
-
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
-
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-
- перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:
-
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- ИВК.
-
- наличие защиты на программном уровне:
-
- пароль на счетчике;
-
- пароль на УСПД;
-
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
-
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована);