Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - 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 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации
ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных через интерфейс RS-232 на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
В ИВК «ИКМ-Пирамида», располагающемся в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2), производится сбор, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы 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 с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов УСПД производится независимо от наличии расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1,5 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | Calc Clients.dll | CalcLeaka ge.dll | Calc- Losses.dll | Metro- logy.dll | ParseBin.d ll | ParseIEC. dll | ParseMod bus.dll | ParsePira mida.dll | Synchro- NSI.dll | Verify- Time.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b 1b219065 d63da9491 14dae4 | b1959ff70 be1eb17c8 3f7b0f6d4 a132f | d79874d1 0fc2b156a 0fdc27e1c a480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd77805 bd1ba7 | 48e73a928 3d1e66494 521f63d00 b0d9f | c391d6427 1acf4055b b2a4d3fe1 f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc23 ecd814c4e b7ca09 | 1ea5429b2 61fb0e288 4f5b356a1 d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
о, <и м о к | Наименование объекта учета, точка измерений по документации энергообъекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | ИВК |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 | Йошкар-Олинская ТЭЦ-2, Ввод 10 кВ ТСН-1 | ТВ-35-VII 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 1389 Зав. № 1390 Зав. № 1391 | ЗНОМ-15-63 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Зав. № 58900 Зав. № 59688 Зав. № 59854 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109056140 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
2 | Йошкар-Олинская ТЭЦ-2, ТГ1 10,5 кВ | ТШВ15Б 8000/5 Кл. т. 0,2 Зав. № 75 Зав. № 55 Зав. № 56 | ЗНОЛ-06 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Зав. № 30108 Зав. № 746 Зав. № 600 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109054186 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
3 | Йошкар-Олинская ТЭЦ-2, Ввод 10 кВ ТСН-2 | ТВ-35-VII 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 1387 Зав. № 1388 Зав. № 1392 | ЗНОЛ-06 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Зав. № 1091 Зав. № 3234 Зав. № 1047 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108056075 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
4 | Йошкар-Олинская ТЭЦ-2, ТГ2 10,5 кВ | ТШВ15Б 8000/5 Кл. т. 0,2 Зав. № 14 Зав. № 1 Зав. № 12 | ЗНОЛ-06 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Зав. № 3220 Зав. № 1048 Зав. № 3215 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109056127 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
5 | Йошкар-Олинская ТЭЦ-2, РУСН-6 кВ, яч. № 1, ФП-123РА | ТОЛ-10 УТ2 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 6504 Зав. № 32834 Зав. № 6397 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Зав. № 7216 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109056113 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
6 | Йошкар-Олинская ТЭЦ-2, РУСН-6 кВ, яч. № 2, ФП-123РБ | ТОЛ-10 УТ2 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 4617 Зав. № 1555 Зав. № 588 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Зав. № 7278 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810135597 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
7 | ВЛ-110 кВ Чигашево-Ш | ТФЗМ-110Б 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 9606 Зав. № 10670 Зав. № 10908 | НКФ-110-57 У1 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Зав. № 1469591 Зав. № 1469590 Зав. № 1469593 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108070498 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
8 | ВЛ-110 кВ Медведево | ТФЗМ-110Б 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 10914 Зав. № 10805 Зав. № 10796 | НКФ-110-57 У1 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Зав. № 1472765 Зав. № 1469594 Зав. № 1472766 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108054135 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
9 | ВЛ-110 кВ Чигашево-11 | ТФЗМ-110Б 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 8345 Зав. № 8344 Зав. № 8340 | НКФ110-83У1 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Зав. № 60807 Зав. № 60829 Зав. № 60806 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073135 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
10 | ВЛ-110 кВ Чигашево-1 | ТФЗМ-110Б 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 8341 Зав. № 8378 Зав. № 8349 | НКФ110-83У1 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Зав. № 60821 Зав. № 60842 НКФ-110-58 У1(Т1) 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Зав. № 10517 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109056057 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
11 | ВЛ-110 кВ Заводская | ТФЗМ-110Б 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 8317 Зав. № 8304 Зав. № 8338 | НКФ110-83У1 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Зав. № 60821 Зав. № 60842 НКФ-110-58 У1(Т1) 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Зав. № 10517 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109056036 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
12 | ВЛ-110 кВ Кожино | ТФЗМ-110Б 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 8319 Зав. № 8342 Зав. № 8337 | НКФ110-83У1 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Зав. № 60807 Зав. № 60829 Зав. № 60806 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810135642 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
13 | ВЛ-110 кВ ОМШВ-2 | ТФЗМ-110Б 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 10053 Зав. № 10916 Зав. № 10915 | НКФ-110-57 У1 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Зав. № 1472765 Зав. № 1469594 Зав. № 1472766 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109053196 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
Окончание таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
14 | ВЛ-110 кВ ОМШВ-1 | ТФЗМ-110Б 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 8351 Зав. № 8300 Зав. № 8339 | НКФ110-83У1 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Зав. № 60821 Зав. № 60842 НКФ-110-58 У1(Т1) 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Зав. № 10517 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109053190 | СИКОН С50 Зав. № 654 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 152 | активная реактивная |
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, % |
cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
1; 3; 7-14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | | ±1,0 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,3 |
0,2Iн1<I1<Iн1 | ±1,3 | ±1,6 | ±2,9 | ±1,5 | ±1,7 | ±3,0 |
0,05!н1<!1<0,2!н1 | ±2,3 | ±2,8 | ±5,4 | ±2,4 | ±2,9 | ±5,4 |
2; 4 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) | | ±0,8 | ±0,9 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,1 | ±1,6 |
0,2Iн1<I1<Iн1 | ±0,9 | ±1,0 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,2 | ±1,7 |
0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,3 | ±1,4 | ±1,5 | ±2,4 |
5; 6 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) | Iн1<I1<1,2Iн1 | ±0,9 | ±1,1 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,2 | ±2,0 |
0,2Iн1<I1<Iн1 | ±1,2 | ±1,5 | ±2,7 | ±1,3 | ±1,6 | ±2,8 |
0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | ±2,2 | ±2,8 | ±5,3 | ±2,3 | ±2,8 | ±5,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, % |
sin j = 0,4 cos j = 0,9 | sin j = 0,6 cos j = 0,8 | sin j = 0,9 cos j = 0,5 | sin j = 0,4 cos j = 0,9 | sin j = 0,6 cos j = 0,8 | sin j = 0,9 cos j = 0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1; 3; 7-11; 13; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | | ±2,6 | ±1,8 | ±1,2 | ±2,7 | ±1,9 | ±1,4 |
0,2Iн1<I1<Iн1 | ±3,5 | ±2,4 | ±1,5 | ±3,5 | ±2,5 | ±1,6 |
0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | ±6,4 | ±4,4 | ±2,6 | ±6,6 | ±4,5 | ±2,7 |
2; 4 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5) | Iн1<I1<1,2Iн1 | ±1,7 | ±1,3 | ±0,9 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,2 |
0,2Iн1<I1<Iн1 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,0 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,2 |
0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | ±2,8 | ±2,1 | ±1,4 | ±3,1 | ±2,3 | ±1,7 |
5 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | Iн1<I1<1,2Iн1 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,0 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,2 |
0,2Iн1<I1<Iн1 | ±3,2 | ±2,2 | ±1,4 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,5 |
0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | ±6,3 | ±4,3 | ±2,5 | ±6,4 | ±4,4 | ±2,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
6 | 1н1<11<1,21н1 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,1 | ±2,6 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | ±3,2 | ±2,3 | ±1,4 | ±3,5 | ±2,6 | ±1,9 |
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,051н1<11<0,21н1 | ±6,2 | ±4,3 | ±2,5 | ±6,4 | ±4,4 | ±2,8 |
12 | 1н1<11<1,21н1 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,2 | ±2,9 | ±2,3 | ±1,8 |
| 0,21н1<11<1н1 | ±3,5 | ±2,4 | ±1,5 | ±3,7 | ±2,7 | ±2,0 |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,051н1<11<0,21н1 | ±6,4 | ±4,3 | ±2,5 | ±6,5 | ±4,5 | ±2,8 |
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 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Цн; диапазон силы тока (0,02 - 1,2) 1н, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 5 до плюс 40 °С;
- счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;
- УСПД от плюс 15 до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 15 до плюс 25 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Цн1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 55 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида», УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСПД СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.
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 коммутируемого канала.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - тридцатиминутный суточный график средних мощностей по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
Трансформаторы тока | ТВ-35-VII | 19720-06 | 6 |
Трансформаторы тока | ТШВ15Б | 5719-76 | 6 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-10 УТ2 | 6009-77 | 6 |
Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б | 2793-88 | 24 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 1593-70 | 3 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-06 | 3344-72 | 9 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 2 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 14205-94 | 6 |
Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 1188-84 | 5 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110-58 У1(Т1) | 1188-76 | 1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 12 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 2 |
Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С50 | 28523-05 | 1 |
У стройства синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
Комплексы информационновычислительные | ИКМ-Пирамида | 29484-05 | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | ВЛСТ 1109.00.000 ФО | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 63698-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2016 г.
Перечень основных средств 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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- СИКОН С50 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 году;
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ.221.00.000МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2) для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2))», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2)
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.