Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Публичное акционерное общество «Южно-Кузбасская ГРЭС» (ПАО «ЮК ГРЭС») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер, программный комплекс (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление и хранение полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача данных от сервера в АРМ осуществляется через локально-вычислительную сеть. Передача информации от сервера или АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов УСПД с часами УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется каждую минуту. Корректировка часов сервера производится при расхождении ±1 с, но не чаще 1 раза в час.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». 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». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Эне | а» р е ф с о г р |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид элек- тро- энер гии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | УСВ | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.31, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Шушталеп-ская I цепь | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02КЬХ-Р2Б -4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL380G5 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 2 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.30, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Шушталеп-ская II цепь | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02ЯЬХ-Р2Б -4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 3 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.29, КЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Чувашин-ская I цепь | ТРГ-110 Кл.т. 0,2S 750/5 Рег. № 49201-12 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | A1802RLX-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Ак тивная Реак тивная | 0,6 1, 1 | 1,5 2, 5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 4 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.28, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Кондом-ская | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02КЬХ-Р2Б -4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL380G5 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 5 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.26, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Северный Маганак I цепь с отпайкой на ПС Шахтовая | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02ЯАЬХ-P4B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 6 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.22, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Северный Маганак II цепь с отпайками | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02RALX-P4B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 7 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.21, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - КМК-1 с отпайками | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02RALX-P4B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 8 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.19, ОВ-110кВ СОФ-2 | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02RALX-P4B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 9 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.18, КЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Чувашин-ская II цепь | ТРГ-110 Кл.т. 0,2S 750/5 Рег. № 49201-12 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | A1802RLX-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL380G5 | Ак тивная Реак тивная | 0,6 1, 1 | 1,5 2, 5 |
| 10 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.14, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Новокуз-нецк-Сортировоч-ный | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02RALX-P4B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 11 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.12, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Томь-Усин-ская ГРЭС I цепь с отпайками | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02RALX-P4B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 12 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч. 11, ОВ-110кВ СОФ-1 | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02RALX-P4B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 13 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-110кВ, яч.10, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Томь-Усин-ская ГРЭС II цепь с отпайками | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02RALX-P4B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| | Южно-Кузбасская ГРЭС, 0РУ-110кВ, | ТРГ-110 II* | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | | | | | Ак- | | |
| | яч.7, ВЛ 110кВ | Кл.т. 0,5S | ЕА02RLX-P2B -4 | | | | тивная | 1,0 | 2,9 |
| 14 | Южно-Кузбасская ГРЭС - Кедровая I цепь с отпайкой на ПС Малиновскую | 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | | | | Реак тивная | 2,0 | 4,9 |
| | Южно-Кузбасская ГРЭС, 0РУ-110кВ, | ТРГ-110 II* | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | | | | | Ак- | | |
| | яч.5, ВЛ 110кВ | Кл.т. 0,5S | ЕА02RLX-P2Б-4 | | | | тивная | 1,0 | 2,9 |
| 15 | Южно-Кузбасская ГРЭС - Кедровая II цепь с отпайкой на ПС Малиновскую | 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | М- 0 № О 00 г. К 3 е ЭР | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL380G5 | Реак тивная | 2,0 | 4,9 |
| | | | | | 17049-09 | | | |
| 16 | Южно-Кузбасская ГРЭС, 0РУ-110кВ, яч.3, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Темирская I цепь с отпайками | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02RLX-P2B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | | | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 17 | Южно-Кузбасская ГРЭС, 0РУ-110кВ, яч. 1, ВЛ 110кВ Южно-Кузбасская ГРЭС - Темирская II цепь с отпайками | ТРГ-110 II* Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 26813-06 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | ЕА02RLX-P2B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | | | | Ак тивная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2.9 4.9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 18 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-35кВ, яч.0, ВЛ 35кВ М-16 (ЮК ГРЭС - ПС Калтанская) | ТВ-35-II Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С ТВ-35-II Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-35 III Кл.т. 0,5 35000/V3/ 100/V3 Рег. № 21257-06 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL380G5 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 1, 8 | 2,2 4, 0 |
| 19 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-35кВ, яч.2, ВЛ 35кВ М-15 (ЮК ГРЭС -ПС Калтанская) | ТВ-35-II Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С ТВ-35-II Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-35 III Кл.т. 0,5 35000/V3/ 100/V3 Рег. № 21257-06 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 1, 8 | 2,2 4, 0 |
| 20 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-35кВ, яч.3, ВЛ 35кВ М-6 (ЮК ГРЭС - ПС Николаевская с отпайкой на ПС Кор-чакольская) | ТВЭ-35УХЛ2 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 13158-04 Фазы: А; В; С ТВЭ-35УХЛ2 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 13158-04 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-35 III Кл.т. 0,5 35000/V3/ 100/V3 Рег. № 21257-06 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | Ак тивная Реак тивная | 1,3 2, 5 | 3,3 5, 6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 21 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-35кВ, яч.5, ВЛ 35кВ М-5 (ЮК ГРЭС - ПС Николаевская с отпайкой на ПС Кор-чакольская) | ТВЭ-35УХЛ2 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 13158-04 Фазы: А; В; С ТВЭ-35УХЛ2 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 13158-04 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-35 III Кл.т. 0,5 35000/V3/ 100/V3 Рег. № 21257-06 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL380G5 | Ак тивная Реак тивная | 1,3 2, 5 | 3,3 5, 6 |
| 22 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-35кВ, яч.7, ВЛ 35кВ М-8 (ЮК ГРЭС - ПС Осинниковский Водозабор) | ТВ-35-II Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С ТВ-35-II Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-35 III Кл.т. 0,5 35000/V3/ 100/V3 Рег. № 21257-06 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 1, 8 | 2,2 4, 0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 23 | Южно-Кузбасская ГРЭС, ОРУ-35кВ, яч.8, ВЛ 35кВ М-7 (ЮК ГРЭС - ПС Осинниковский Водозабор) | ТВ-35-II Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С ТВ-35-II Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ-35 III Кл.т. 0,5 35000/V3/ 100/V3 Рег. № 21257-06 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL380G5 | Ак тивная Реак тивная | 1,0 1, 8 | 2,2 4, 0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) | ±5 с |
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 20, 21 для тока 5 % от Ьом, для остальных ИК - 2 % от ^ом; cos9 = 0,8инд.
4. 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 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 23 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от №ом | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 20, 21 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 20, 21 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +10 до +30 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа Альфа А1800: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02М тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 74 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для счетчиков типа Альфа А1800: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 180 |
| при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| для УСПД: | |
| суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для сервера: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3, 5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (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 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока элегазовые | ТРГ-110 II* | 45 |
| Трансформаторы тока элегазовые | ТРГ-110 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТВ | 24 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВЭ-35УХЛ2 | 12 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 51 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-35 III УХЛ1 | 18 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 15 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02М | 6 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL380G5 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-354-2021 | 1 |
| Формуляр | 85599429.446453.002 ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Публичное акционерное общество «Южно -Кузбасская ГРЭС» (ПАО «ЮК ГРЭС»), аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от
07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Публичное акционерное общество «Южно-Кузбасская ГРЭС» (ПАО «ЮК ГРЭС»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
82748-21: Методика поверки МП ЭПР-354-2021Скачать12.1 Мб