Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Свердловская ТЭЦ филиал "Свердловский" ПАО "Т-Плюс". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Свердловская ТЭЦ филиал "Свердловский" ПАО "Т-Плюс"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Свердловская ТЭЦ филиал «Свердловский» ПАО «Т-Плюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    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 счётчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ 26035-83 (далее - счётчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя основной и резервный серверы сбора и баз данных HP ProLiant DL 380 G4 (далее - серверы сбора и БД) с программным комплексом (далее - ПК) «Энергосфера», сервер филиала Свердловский ПАО «Т-Плюс», автоматизированные рабочие места, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК №№ 32, 33 цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet поступает в шкаф связи, далее по каналу связи сети Ethernet - на входы УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД. В УСПД осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на серверы сбора и БД по проводным линиям связи.

На серверах сбора и БД осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчётных документов. Из сервера сбора и БД информация в виде xml-макетов формата 80020 передаётся в сервер филиала Свердловский ПАО «Т-Плюс» по локально-вычислительной сети Ново-Свердловской ТЭЦ и каналу связи сети Internet.

Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» за электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ), которая осуществляется на основном сервере сбора и БД, в филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистем Свердловской и Курганской областей» и в другие смежные субъекты ОРЭ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена GPS-приемником, входящим в состав УСПД и обеспечивающим прием сигналов точного времени и синхронизацию часов измерительных компонентов системы.

Синхронизация часов УСПД производится от встроенного GPS-модуля. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД составляют ±0,1 с.

Сравнение показаний часов серверов сбора и БД с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов серверов сбора и БД производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с. Передача информации от счётчика электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, УСПД и сервера отражаются в соответствующих журналах событий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814

B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Номер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК*

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Пределы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

Вывод генератора ГТ-1

ТШЛ-20Б-1

Ктт=8000/5 Кл.т. 0,2 Рег. № 4016-74

ТШЛ-20 Ктт=8000/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 1837-63

ТШЛ-20Б-1 Ктт=8000/5 Кл.т. 0,2 Рег. № 4016-74

ЗНОМ-15-63 Ктн=10000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

Рег. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

ЭКОМ-

3000

Рег. № 17049-04

активная

реактивная

0,9

1,5

1,6

3,2

2

Вывод генератора ГТ-2

ТШВ-15Б

Ктт=8000/5 Кл.т. 0,5

Рег. № 5719-76

ЗНОМ-15-63 Ктн=10000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

Рег. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

активная

реактивная

1,1

2,3

3,0

4,6

3

Вывод генератора ГТ-3

ТШВ-15Б

Ктт=8000/5 Кл.т. 0,5

Рег. № 5719-76

ЗНОЛ.06-10 Ктн=10000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

активная

реактивная

1,1

2,3

3,0

4,6

4

Вывод генератора АТ-4

ТШЛ-20Б-1 Ктт=8000/5 Кл.т. 0,2

Рег. № 4016-74

ЗНОМ-15-63 Ктн=10000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

Рег. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

активная

реактивная

0,9

1,5

1,6

2,5

5

Вывод генератора ГТ-5

ТШВ-15Б

Ктт=8000/5 Кл.т. 0,5

Рег. № 5719-76

ЗНОМ-15-63 Ктн=10000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

Рег. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

1,1

2,3

3,0

4,6

6

КРУ-6кВ, рабочий ввод 6 кВ секции

ТЛМ-10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000^3/100^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 17049-04

активная

1,3

3,2

11РА, яч.105

Рег. № 2473-69

Рег. № 3344-04

Рег. № 20175-01

реактивная

2,5

5,1

7

КРУ-6 кВ, рабочий ввод 6 кВ секции

ТЛМ-10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5 S/1,0

активная

1,3

3,2

11РБ, яч.144

Рег. № 2473-69

Рег. № 3344-04

Рег. № 20175-01

реактивная

2,5

5,1

8

КРУ-6кВ, рабочий ввод 6 кВ секции

ТПОЛ-10

Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5 S/1,0

активная

1,3

3,2

21РА, яч.205

Рег. № 1261-08

Рег. № 3344-04

Рег. № 20175-01

реактивная

2,5

5,1

9

КРУ-6 кВ, рабочий ввод 6 кВ секции

ТОЛ-10

Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0

активная

1,3

3,2

21 РБ, яч.243

Рег. № 7069-82

Рег. № 3344-04

Рег. № 20175-01

реактивная

2,5

5,1

ТЛМ-10

10

КРУ-6 кВ, рабочий ввод 6 кВ секции

ТОЛ-10

Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5 S/1,0

активная

1,3

3,2

31РА, яч.302

Рег. № 2473-69 Рег. № 7069-82

Рег. № 3344-04

Рег. № 20175-01

ЭКОМ-

реактивная

2,5

5,1

11

КРУ-6 кВ, рабочий ввод 6 кВ секции

ТОЛ-10

Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5S

ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0

3000 Рег. №

активная

1,3

3,3

41РА-1, яч.401

Рег. № 47959-11

Рег. № 3344-04

Рег. № 20175-01

17049-04

реактивная

2,5

6,2

12

КРУ-6 кВ, рабочий ввод 6 кВ секции

ТОЛ-10

Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5S

ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0

активная

1,3

3,3

41РА-2, яч.436

Рег. № 47959-11

Рег. № 3344-04

Рег. № 20175-01

реактивная

2,5

6,2

13

КРУ-6 кВ, секция 14РА, яч.8

ТЛМ-10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5

Рег. № 2473-69

ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000/^3/100/^3 Кл.т. 0,5

Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 20175-01

активная

реактивная

1,3

2,5

3,2

5,1

14

КРУ-6 кВ, секция 14РА, яч.4

ТЛМ-10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5

Рег. № 2473-69

ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000^3/100^3 Кл.т. 0,5

Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 20175-01

активная

реактивная

1,3

2,5

3,2

5,1

15

КРУ-6 кВ, рабочий ввод 6 кВ секции

ТЛМ-10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-6 Ктн=6000^3/100^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,2S/0,5

активная

1,1

3,0

51РА, яч.502

Рег. № 2473-69

Рег. № 3344-04

Рег. № 20175-01

реактивная

2,3

4,6

16

КРУ-6 кВ, секция 15РБ, яч.4

ТЛМ-10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5

Рег. № 2473-69

ЗНОЛ.06-6

Ктн=6000^3/100^3

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 20175-01

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

1,3

2,5

3,2

5,1

Кл.т. 0,5

ТЛМ-10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5

Рег. № 2473-69

17

КРУ-6 кВ, секция 15РБ, яч.6

Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 20175-01

Рег. № 17049-04

активная

реактивная

1,3

2,5

3,2

5,1

18

Ввод А 6кВ РТСН

ТПШЛ-10

Ктт=2000/5 Кл.т. 0,5

НОМ-6-77

Ктн=6000^3/100^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

активная

1,1

3,0

Рег. № 1423-60

Рег. № 17158-98

Рег. № 27524-04

реактивная

2,3

4,6

ТПШЛ-10

Ктт=2000/5

НОМ-6-77

Ктн=6000^3/100^3

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

активная

1,1

3,0

19

Ввод Б 6кВ РТСН

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

Рег. № 1423-60

Рег. № 17158-98

Рег. № 27524-04

реактивная

2,3

4,6

КРУ-6кВ, сек.11РА, яч.116

ТЛМ-10

Ктт=300/5

ЗНОЛ.06-6

Ктн=6000/^3/100/^3

ПСЧ-

4ТМ.05МК.12

активная

1,3

3,3

20

Кл.т. 0,5 Рег. № 2473-69

Кл.т. 0,5 Рег. № 3344-04

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

реактивная

2,5

5,7

КРУ-6кВ, сек.21РБ, яч.264

ТОЛ-10

Ктт=300/5

ЗНОЛ.06-6

Ктн=6000/^3/100/^3

ПСЧ-

4ТМ.05МК.12

активная

1,3

3,3

21

Кл.т. 0,5 Рег. № 7069-82

Кл.т. 0,5 Рег. № 3344-04

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

реактивная

2,5

5,7

ТС 5

ПСЧ-

РУСН-0,4кВ, сек. 51Н, шк.04, авт.02

Ктт=100/5

4ТМ.05МК.16

активная

1,0

3,2

22

Кл.т. 0,5 Рег. № 26100-03

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

ЭКОМ-

3000

реактивная

2,1

5,6

ТС 5

ПСЧ-

Рег. № 17049-04

23

РУСН-0,4кВ, сек. 52Н, шк.04, авт.01

Ктт=100/5 Кл.т. 0,5

Рег. № 26100-03

-

4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 64450-16

активная

реактивная

1,0

2,1

3,2

5,6

ТС 5

ПСЧ-

РУСН-0,4кВ, сек. 52Н, шк.07, авт.05

Ктт=100/5

4ТМ.05МК.16

активная

1,0

3,2

24

Кл.т. 0,5 Рег. № 26100-03

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

реактивная

2,1

5,6

ТШП-0,66

ПСЧ-

РУСН-0,4кВ, сек. 53Н, п.5

Ктт=100/5

4ТМ.05МК.16

активная

1,0

3,3

25

Кл.т. 0,5S Рег. № 47957-11

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

реактивная

2,1

5,6

ТШП-0,66

ПСЧ-

РУСН-0,4кВ, сек. 54Н, п.4

Ктт=100/5

4ТМ.05МК.16

активная

1,0

3,3

26

Кл.т. 0,5S Рег. № 47957-11

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

реактивная

2,1

5,6

ТШП-0,66

ПСЧ-

РУСН-0,4кВ, сек. 55Н, п.7

Ктт=100/5

4ТМ.05МК.16

активная

1,0

3,3

27

Кл.т. 0,5S Рег. № 47957-11

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

реактивная

2,1

5,6

ТШП-0,66

ПСЧ-

РУСН-0,4кВ, сек. 55Н, п.6В

Ктт=100/5

4ТМ.05МК.16

активная

1,0

3,3

28

Кл.т. 0,5S Рег. № 47957-11

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

ЭКОМ-

3000

реактивная

2,1

5,6

ТШП-0,66

ПСЧ-

Рег. № 17049-04

29

РУСН-0,4кВ, сек. 56Н, п.4С

Ктт=100/5 Кл.т. 0,5S

Рег. № 47957-11

-

4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 64450-16

активная

реактивная

1,0

2,1

3,3

5,6

ТШП-0,66

ПСЧ-

РУСН-0,4кВ, сек. 57Н, п.4С

Ктт=100/5

4ТМ.05МК.16

активная

1,0

3,3

30

Кл.т. 0,5S Рег. № 47957-11

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

реактивная

2,1

5,6

ТШП-0,66

ПСЧ-

РУСН-0,4кВ, сек. 58Н, п.6Н

Ктт=100/5

4ТМ.05МК.16

активная

1,0

3,3

31

Кл.т. 0,5S Рег. № 47957-11

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

реактивная

2,1

5,6

ТОП-0,66

ПСЧ-

РУСН-0,4кВ БВС, сек.79НО, п.7

Ктт=150/5

4ТМ.05МК.16

активная

1,0

3,2

32

Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

реактивная

2,1

5,6

ТОП-0,66

ПСЧ-

ЭКОМ-

РУСН-0,4кВ БВС, сек.80НО, п.12

Ктт=50/5

4ТМ.05МК.16

3000

активная

1,0

3,2

33

Кл.т. 0,5

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 47959-11

Рег. № 64450-16

Рег. № 17049-04

реактивная

2,1

5,6

ТОП-0,66

ПСЧ-

РУСН-0,4кВ, сило

Ктт=100/5

4ТМ.05МК.16

активная

1,0

3,3

34

вая сборка 0,4 кВ

Кл.т. 0,5S

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

1.18.32, авт. №8

Рег. № 47959-11

Рег. № 64450-16

реактивная

2,1

5,6

*Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3    Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

-    параметры сети: напряжение (0,95-1,05)-ин; сила тока (1,0-1,2)/н; еоБф=0,9инд. (sin9=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл;

-    температура окружающей среды: (20±5) °С.

4    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)- ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05)-1,2)/н1; коэффициент мощности cos^ (sin^) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счётчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)-ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)/н2; диапазон коэффициента мощности cos^ (sin^) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05МК от минус 40 до плюс 60 °С; для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 до плюс 55 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

5    Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном cosф=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии для ИК №№ 6-17 от плюс 10 до плюс 30 °С, для остальных ИК - от плюс 10 до плюс 40 °С.

6    Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7    Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB=2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности ^в=2 ч;

-    счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности ^в=2 ч;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т=75000 ч, среднее время восстановления работоспособности ^в=24 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности ^в=1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счётчике.

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счётчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счётчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера.

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

-    счётчика электрической энергии;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счётчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип компонента

Количество

Трансформаторы тока

ТШЛ-20Б-1

5 шт.

Трансформаторы тока шинные

ТШЛ-20

1 шт.

Трансформаторы тока

ТШВ-15Б

9 шт.

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

22 шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

2 шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

5 шт.

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ

6 шт.

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

6 шт.

Трансформаторы тока

ТС

9 шт.

Трансформаторы тока шинные

ТШП

21 шт.

Трансформаторы тока опорные

ТОП

9 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-15-63

12 шт.

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06

33 шт.

Трансформаторы напряжения

НОМ-6-77

4 шт.

Счётчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

7 шт.

Счётчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

12 шт.

Счётчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

15 шт.

Устройства сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1 шт.

Сервер сбора и БД

HP ProLiant DL 380 G4

2 шт.

Методика поверки

-

1 экз.

Паспорт-формуляр

ЭНСТ.411711.123.ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 65635-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Свердловская ТЭЦ филиал «Свердловский» ПАО «Т-Плюс». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» сентябре 2016 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.087 РЭ1 «Счётчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации», раздел «Методика поверки», согласованным ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;

-    счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с документом МП 26-262-99 «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки», утвержденным УНИИМ в декабре 1999 г.

Основные средства поверки:

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

-    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 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

приведены в документе ЭНСТ.411711.123.И3 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ново-Свердловская ТЭЦ филиал «Свердловский» ПАО «Т-Плюс». Руководство пользователя».

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Свердловская ТЭЦ филиал «Свердловский» ПАО «Т-Плюс»

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