Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Хабаровские тепловые сети). Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Владимир г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Хабаровские тепловые сети)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Хабаровские тепловые сети)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДГК" (Хабаровские тепловые сети)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 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, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери 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-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя контроллеры многофункциональные ARIS-2803, 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», включает в себя технические средства приема-передачи данных (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+».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты ОРЭ.

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).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД, с использованием электронной подписи (далее - ЭП), с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

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 конкретного УСПД, который проводит их опрос. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД в составе ИК №№ 3-12. 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.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер (№ 1019.05) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

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+».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ТЕЛЕСКОП+

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО:

-    сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll

-    АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll

f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Описание

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.

Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110 кВ Энергомаш, РУ 6 кВ, 7с 6 кВ, яч.55, Ф-55 6 кВ

ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 30709-08

ЗНОЛ. 06 Кл.т. 0,5 Ктн 6000:л/3/100:л/3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803 Per. № 67864-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

2

ПС 110 кВ Энергомаш, РУ 6 кВ, 8с 6 кВ, яч.63, Ф-63 6 кВ

ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 30709-08

ЗНОЛ. 06 Кл.т. 0,5 Ктн 6000:л/3/100:л/3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

3

ПС 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-2, КРУ 6 кВ, с.1Р6 кВ, яч.17

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 1423-60

ЗНОЛ. 06 Кл.т. 0,2 Ктн 6000:л/3/100:л/3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,1

±7,1

4

ПС 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-2, КРУ 6 кВ, с.2Р 6 кВ, яч.3

ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 3000/5 Рег. № 11077-07

ЗНОЛ. 06 Кл.т. 0,2 Ктн 6000:л/3/100:л/3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

5

ПС 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-2, КРУ 6 кВ, с.ЗР 6 кВ, яч.1, Ф-107

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1856-63

ЗНОЛ. 06 Кл.т. 0,2 Ктн 6000:л/3/100:л/3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ПС 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-2, КРУ 6 кВ, с.4Р 6 кВ, яч.17, Ф-207

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1856-63

ЗНОЛ. 06 Кл.т. 0,2 Ктн 6000:л/3/100:л/3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803 Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,1

±7,1

7

ПС 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-2, РУСН 0,4 кВ ОПУ, Ф-0,4 кВ в сторону ИП Сальникова В.Г.

Т-0,66 М УЗ/11 Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 50733-12

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,0

8

ПС 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-2, с.ЗН 0,4 кВ, Ф-0,4 кВ в сторону объекта ОДУ Востока

ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15173-06

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

9

ПС 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-2, с.4Н 0,4 кВ (ПР 405В), Ф-0,4 кВ в сторону БС МТС

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

10

ПС 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-2, с.4Н 0,4 кВ (ПР 405В), Ф-0,4 кВ в сторону БС Мегафон

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

11

ПС 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-2, с.4Н 0,4 кВ (ПР 405В), Ф-0,4 кВ в сторону БС Билайн

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 35 кВ

12

Хабаровская ТЭЦ-2, с.бН 0,4 кВ, Ф-

ТШП-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

0,4 кВ в сторону объекта ОДУ Востока

Ктт 300/5 Рег. № 15173-06

реактивная

±2,4

±7,1

ПС 10 кВ ПНС-334,

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 2473-69

ЗНОЛ-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 Ктн 6000:л/3/100:л/3 Рег. № 51676-12

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±4,1

13

РУ 6 кВ, 1с 6 кВ, яч.З

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

ПС 10 кВ ПНС-334,

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 2473-69

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±4,1

14

РУ 6 кВ, 2с 6 кВ,

ЯЧ.16

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

15

ПС 10 кВ ПНС-334,

Т-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803 Рег. № 67864-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-1

Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

реактивная

±2,4

±7,1

16

ПС 10 кВ ПНС-334,

Т-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-2

Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

реактивная

±2,4

±7,1

17

ПС 10 кВ ПНС-334,

Т-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-3

Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

реактивная

±2,4

±7,1

18

ПС 10 кВ ПНС-334,

Т-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-4

Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

реактивная

±2,4

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

19

ПС 6 кВ ПНС-813, РУ 6 кВ, 1с 6 кВ, яч.5

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803 Per. № 67864-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

20

ПС 6 кВ ПНС-813, РУ 6 кВ, 2с 6 кВ, яч.8

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

21

ПС 6 кВ ПНС-813, ввод 0,4 кВ ТСН-1

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

22

ПС 6 кВ ПНС-813, ввод 0,4 кВ ТСН-2

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

23

ПС6кВПНС-111, РУ 6 кВ, 1с 6 кВ, яч.13

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2363-68 ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59

ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 Ктн 6000:л/3/100:л/3 Рег. № 51676-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

24

ПС6кВПНС-111, РУ 6 кВ, 2с 6 кВ, яч.10

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59

ЗНОЛ-СВЭЛ-6 Кл.т. 0,5 Ктн 6000:л/3/100:л/3 Рег. № 67628-17

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

25

ПС6кВПНС-111,

ТТИ-А Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-1

Ктт 100/5 Рег. №28139-12

реактивная

±2,4

±7,1

26

ПС6кВПНС-111,

ТТИ-А Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-2

Ктт 100/5 Рег. №28139-12

реактивная

±2,4

±7,1

ПС 6 кВ ПНС-922,

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68

НТМК-6-48 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 323-49

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±4,1

27

РУ 6 кВ, 1с 6 кВ, яч.7

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

ПС 6 кВ ПНС-922,

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68

НТМК-6-48 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 323-49

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±4,1

28

РУ 6 кВ, 2с 6 кВ,

ЯЧ.6

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803

реактивная

±2,8

±7,1

29

ПС 6 кВ ПНС-922,

Т-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Рег. № 67864-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-1

Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

реактивная

±2,4

±7,1

30

ПС 6 кВ ПНС-922,

Т-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-2

Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

реактивная

±2,4

±7,1

31

РУ 6 кВ ПНС-650,

ТОЛ-ЮУТ2 Кл.т. 0,5

НАМИТ-6 У2 Кл. т 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

1с 6 кВ, яч.1, Ф-10

Ктт 200/5 Рег. № 6009-77

Ктн 6000/100 Рег. № 51198-12

реактивная

±2,5

±7,1

32

РУ 6 кВ ПНС-650,

ТОЛ-ЮУТ2 Кл.т. 0,5

НАМИТ-6 У2 Кл. т 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

2с 6 кВ, яч.15, Ф-5

Ктт 200/5 Рег. № 6009-77

Ктн 6000/100 Рег. № 51198-12

реактивная

±2,5

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 6 кВ ПНС-324,

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±4,1

33

РУ 6 кВ, 1с 6 кВ, яч.1

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

ПС 6 кВ ПНС-324,

ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 15128-07

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,2

±4,1

34

РУ 6 кВ, 1с 6 кВ,

ЯЧ.11

Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

ПС 6 кВ ПНС-324,

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±4,1

35

РУ 6 кВ, 2с 6 кВ, яч.2

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

36

ПС 6 кВ ПНС-324,

Т-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-1

Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

ARIS-2803

реактивная

±2,4

±7,1

37

ПС 6 кВ ПНС-324,

Т-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Рег. № 67864-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-2

Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

реактивная

±2,4

±7,1

ПС 6 кВ ПНС-172,

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±4,1

38

РУ 6 кВ, 1с 6 кВ, яч.5

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

ПС 6 кВ ПНС-172,

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±4,1

39

РУ 6 кВ, 2с 6 кВ, яч.8

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±7,1

40

ПС 6 кВ ПНС-172,

Т-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-1

Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

реактивная

±2,4

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

41

ПС 6 кВ ПНС-172,

Т-0,66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 0,4 кВ ТСН-2

Ктт 100/5 Рег. № 52667-13

реактивная

±2,4

±7,1

ПС 6 кВ ПНС-315,

ТОЛ-ЮУТ2 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 6009-77

НАМИТ-6 У2 Кл. т 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 51198-12

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,0

±4,1

42

РУ 6 кВ, 1с 6 кВ, яч.2

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,5

±7,1

43

ПС 6 кВ ПНС-315,

ТОЛ-ЮУТ2 Кл.т. 0,5

НАМИТ-6 У2 Кл. т 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 6 кВ ТСН-1

Ктт 100/5 Рег. № 6009-77

Ктн 6000/100 Рег. № 51198-12

реактивная

±2,5

±7,1

ПС 6 кВ ПНС-315,

ТОЛ-ЮУТ2 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 6009-77

НАМИТ-6 У2 Кл. т 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 51198-12

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,0

±4,1

44

РУ 6 кВ, 2с 6 кВ, яч.13

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803

реактивная

±2,5

±7,1

45

ПС 6 кВ ПНС-315,

ТОЛ-ЮУТ2 Кл.т. 0,5

НАМИТ-6 У2 Кл. т 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Per. № 67864-17

активная

±1,0

±4,1

ввод 6 кВ ТСН-2

Ктт 100/5 Рег. № 6009-77

Ктн 6000/100 Рег. № 51198-12

реактивная

±2,5

±7,1

ПС 6 кВ ПНС-315,

ТОЛ-ЮУТ2 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 6009-77

НАМИТ-6 У2 Кл. т 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 51198-12

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,0

±4,1

46

РУ 6 кВ, Зс 6 кВ, яч.23

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,5

±7,1

ПС 6 кВ ПНС-315,

ТОЛ-ЮУТ2 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 6009-77

НАМИТ-6 У2 Кл. т 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 51198-12

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,0

±4,1

47

РУ 6 кВ, 4с 6 кВ, яч.32

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,5

±7,1

48

РУ 0,4 кВ ПНС-814, ввод 0,4 кВ Ф-3, Ф-7

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РУ 0,4 кВ ПНС-817,

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 52667-13

СЭТ-4ТМ.03М.09

активная

±1,0

±4,1

49

ввод 0,4 кВ Ф-1, Ф-2

'

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,4

±7,1

РУ 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 52667-13

Котельная

СЭТ-4ТМ.03М.09

активная

±1,0

±4,1

50

Некрасовская (ПНС-117), панель 9, ввод 0,4 кВ

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,4

±7,1

РУ 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 52667-13

51

Котельная Некрасовская (ПНС-117), панель 8, ввод 0,4 кВ

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

РУ 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 52667-13

Котельная

СЭТ-4ТМ.03М.09

ARIS-2803

активная

±1,0

±4,1

52

Некрасовская (ПНС-117), панель 2, ввод 0,4 кВ

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Рег. № 67864-17

реактивная

±2,4

±7,1

РУ 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 52667-13

53

Котельная Некрасовская (ПНС-117), панель 15, ввод 0,4 кВ

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

РУ 0,4 кВ ПНС-816,

Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 52667-13

СЭТ-4ТМ.03М.09

активная

±1,0

±4,1

54

ввод 0,4 кВ Ф-3, Ф-9

'

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,4

±7,1

55

ГРЩ1 0,4 кВ ПНС-626, Панель 2, Ф-1

ТТЭ-60 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 32501-08

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

56

ГРЩ1 0,4 кВ ПНС-626, Панель 4, Ф-4

ТТЭ-60 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 32501-08

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

ARIS-2803 Рег. № 67864-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

57

РУ 0,4 кВ ПНС-623, ввод 0,4 кВ Ф-5, Ф-9, Ф-14, Ф-16

ттэ

Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 32501-08

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

58

Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-бкВ, 1 секция-бкВ, яч.4, фидер 6кВ №4

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. №47959-11

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

ARIS МТ200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

59

Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-бкВ, яч.26, фидер 6кВ №26

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. №47959-11

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±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 coscp = 0,8 инд 1=0,02 (0,05)ТНОМ и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 59 от -40 до +60 °С.

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, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик.

6    Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа.

7    Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

8    Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

9    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.

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

59

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от Ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Г ц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности СОБф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

-    напряжение, % от Ином

-    ток, % от 1ном

от 90 до 110 от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,5 до 50,5

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -10 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС

от +10 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС

от 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:

2

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

88000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

Глубина хранения информации Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

5

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью 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;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

электросчетчика;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

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 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТЛП-10

6

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

2

Трансформаторы тока

ТЛШ-10

2

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

8

Трансформаторы тока

Т-0,66 М УЗ/II

3

Трансформаторы тока шинные

ТШП-0,66

6

Трансформаторы тока

Т-0,66

66

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

15

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

7

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-А

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-10 УТ2

16

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

3

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТЭ-60

6

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТЭ

3

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ-10

6

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06

18

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-НТЗ-6

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-НТЗ-6

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

7

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СВЭЛ-6

3

Трансформаторы напряжения

НТМК-6-48

2

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-6 У2

4

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.01

28

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.09

30

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

1

Контроллер многофункциональный (со встроенным УСВ)

ARIS-2803

2

Контроллер многофункциональный (со встроенным УСВ)

ARIS MT200

1

Программное обеспечение

ПО «ТЕЛЕСКОП+»

1

Паспорт-формуляр

РЭСС.411711.АИИС.1019.05 ПФ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДГК» (Хабаровские тепловые сети), аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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.

Правообладатель

Акционерное общество «Дальневосточная генерирующая компания»

(АО «ДГК»)

ИНН 1434031363

Адрес: 680000, г. Хабаровск, ул. Фрунзе, д. 49

Развернуть полное описание