Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО "Тамбовская энергосбытовая компания" (ПС 110 кВ Первомайская и Котовская ТЭЦ-2)
- ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:92663-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» (ПС 110 кВ Первомайская и Котовская ТЭЦ-2) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа «Интеллектуальный контроллер SM160-02M» и каналообразующую аппаратуру;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2.0», устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.
Для ИК, в состав которых входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление и передача измерительной информации на верхний уровень системы.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - 3-ем уровне системы сервер АИИС КУЭ выполняет дальнейшую обработку измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, отображение информации на мониторах АРМ и осуществляет передачу в ПАК АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным субъектам и другим заинтересованным организациям через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в УСПД, на 3-ем уровне данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность получать измерительную информацию в виде XML-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
Передача информации от сервера АИИС КУЭ или АРМ коммерческому оператору с электронной подписью субъекта ОРЭМ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков (ИК №№ 1 - 11) со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи с УСПД. При наличии любого расхождения шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ, производится синхронизация шкалы времени УСПД.
Сравнение шкалы времени счетчиков (ИК №№ 12 - 14) со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер АИИС КУЭ 001 наносится на корпус сервера АИИС КУЭ в виде наклейки и типографским способом в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» (ПС 110 кВ Первомайская и Котовская ТЭЦ-2).
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2.0» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 10.4 |
| Наименование программного модуля ПО | BinaryPackControls. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
| Наименование программного модуля ПО | CheckDataIntegrity. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
| Наименование программного модуля ПО | ComIECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
| Наименование программного модуля ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
| Наименование программного модуля ПО | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
| Наименование программного модуля ПО | DateTimeProcessing. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
| Наименование программного модуля ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB |
| Наименование программного модуля ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 |
| Наименование программного модуля ПО | SummaryCheckCRC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
| Наименование программного модуля ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. № 9, КЛ-6 кВ ТСК-1 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УССВ: УСВ-3 Рег. № 84823-22 Сервер АИИС КУЭ: Промышленный компьютер | активная реактивная |
| 2 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. № 26, КЛ-6 кВ ТСК-2 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-08 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 3 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. № 27, КЛ-6 кВ КЗНМ | ТПОЛ 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 47958-11 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 4 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. № 23, КЛ-6 кВ АО «Алмаз» | ТПК-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 22944-07 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 5 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ яч. № 5, КЛ-6 кВ Новый объект-5 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 6 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ яч. № 15, КЛ-6 кВ Линия связи с ТЭЦ 1 № 1 | ТПОФ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ яч. № 36, КЛ-6 кВ Линия связи с ТЭЦ 1 № 2 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УССВ: УСВ-3 Рег. № 84823-22 Сервер АИИС КУЭ: Промышленный компьютер | активная реактивная |
| 8 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. № 33, КЛ-6 кВ Новый объект-33 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-08 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 9 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. № 1, КЛ-6 кВ ЛКЗ № 1 | ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 10 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. № 29, КЛ-6 кВ ЛКЗ № 2 | ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 11 | Котовская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. № 31, КЛ-6 кВ ЛКЗ № 3 | ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 12 | ПС 110 кВ Первомайская, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Чаплыгин-2 | ТГФ-110Ш ТОГФ (П) 600/5 Кл. т. 0,2S Кл. т. 0,5 Рег. № 49114-12 Рег. № 61432-15 | НКФ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 26452-06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | УСПД: «Интеллектуальный контроллер SM160-02М» Рег. № 71337-18 УССВ: УСВ-3 Рег. № 84823-22 | активная реактивная |
| Сервер АИИС КУЭ: Промышленный компьютер |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 13 | ПС 110 кВ Первомайская, ОРУ 110 кВ, ОМВ 110 кВ | ТФНД-110М 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 26452-06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | УСПД: «Интеллектуальный контроллер SM160-02M» Рег. № 71337-18 УССВ: УСВ-3 Рег. № 84823-22 Сервер АИИС КУЭ: Промышленный компьютер | активная реактивная |
| 14 | ПС 110 кВ Первомайская, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Невская-Первомайская | ТФЗМ-11ОБ-1ХЛ1 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-88 | НКФ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 26452-06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | |
| П р и м е ч а н и я 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичное утвержденного типа. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность) | |||||||
| Границы основной относительной погрешности измерений, (±5), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % | ||||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||||
| 1; 2; 5 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 11ном < I1 < 1,211ном | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 1,5 | 2,3 | ||
| 0,211ном < I1 < 11ном | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,8 | 3,0 | |||
| 0,0511ном < I1 < 0,211ном | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 | |||
| 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 11ном < I1 < 1,211ном | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,2 | 1,6 | ||
| 0,211ном < I1 < 11ном | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,2 | 1,6 | |||
| 0,0511ном < I1 < 0,211ном | 0,8 | 1,0 | 1,6 | 1,0 | 1,3 | 1,8 | |||
| 0,0111ном < I1 < 0,0511ном | 1,1 | 1,5 | 2,3 | 1,4 | 1,7 | 2,4 | |||
| 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 11ном < I1 < 1,211ном | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 1,5 | 2,3 | ||
| 0,211ном < I1 < 11ном | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 1,5 | 2,3 | |||
| 0,0511ном < I1 < 0,211ном | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,8 | 3,0 | |||
| 0,0111ном < I1 < 0,0511ном | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,0 | 3,0 | 5,5 | |||
| 12 - 14 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 11ном < I1 < 1,211ном | 0,7 | 1,1 | 1,9 | 0,9 | 1,3 | 2,1 | ||
| 0,211ном < I1 < 11ном | 0,9 | 1,5 | 2,7 | 1,1 | 1,7 | 2,8 | |||
| 0,0511ном < I1 < 0,211ном | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,9 | 5,3 | |||
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические (реактивная эне | характеристики И ргия и мощность) | К | |||||
| Границы основной относительной погрешности измерений, (±5), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % | ||||||||
| cos ф = 0,8 | cos ф- 0,5 | cos ф- 0,8 | cos ф- 0,5 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||||
| 1; 2; 5 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 11ном < I1 < 1,211ном | 1,9 | 1,2 | 2,6 | 2,1 | ||||
| 0,211ном < I1 < 11ном | 2,4 | 1,5 | 3,0 | 2,3 | |||||
| 0,0511ном < I1 < 0,211ном | 4,3 | 2,5 | 4,7 | 3,1 | |||||
| 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 11ном < I1 < 1,211ном | 1,3 | 1,0 | 2,2 | 2,0 | ||||
| 0,211ном < I1 < 11ном | 1,3 | 1,0 | 2,2 | 2,0 | |||||
| 0,0511ном < I1 < 0,211ном | 1,4 | 1,1 | 2,3 | 2,1 | |||||
| 0,0211ном < I1 < 0,0511ном | 2,1 | 1,6 | 2,8 | 2,4 | |||||
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 11ном — I1 — 1,211ном | 1,9 | 1,2 | 2,6 | 2,1 |
| 0,211ном — I1 < 11ном | 1,9 | 1,2 | 2,6 | 2,1 | |
| 0,0511ном — I1 < 0,211ном | 2,4 | 1,5 | 3,0 | 2,3 | |
| 0,0211ном — I1 < 0,0511ном | 4,4 | 2,7 | 4,8 | 3,2 | |
| 12 - 14 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 11ном — I1 — 1,211ном | 1,6 | 1,1 | 2,4 | 2,1 |
| 0,211ном — I1 < 11ном | 2,3 | 1,4 | 2,9 | 2,2 | |
| 0,0511ном — I1 < 0,211ном | 4,3 | 2,5 | 4,6 | 3,0 | |
| Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с | |||||
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до +40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 14 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С | от 99 до101 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosф температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 0,5 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| УСПД - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Сервер АИИС КУЭ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 180000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| 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 | 10 |
| Сервер АИИС КУЭ: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчиков;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ | 3 |
| Трансформатор тока | ТПК-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОФ | 8 |
| Трансформатор тока | ТГФ-110Ш | 1 |
| Трансформатор тока | ТОГФ (П) | 1 |
| Трансформатор тока | ТФНД-110М | 2 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-11ОБ-1ХЛ1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 6 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 14 |
| Устройство сбора и передачи данных | «Интеллектуальный контроллер SM16O-O2M» | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | Промышленный компьютер | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2.0» | 2 |
| Формуляр | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» (ПС 110 кВ Первомайская и Котовская ТЭЦ-2)», аттестованном АО ГК «Системы и Технологии» г. Владимир, аттестат аккредитации № RA.RU.312308 от 07.09.2017.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».