Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Марий Эл и Чувашии" ПАО "Т Плюс" (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Марий Эл и Чувашии" ПАО "Т Плюс" (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2)

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

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,

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.

Развернуть полное описание