Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты ОРЭ.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД, с использованием электронной подписи (далее - ЭП), с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP 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 оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ТЕЛЕСКОП+ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll | f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
о, е м о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | Благовещенская ТЭЦ, ТГ-1 | ТШВ15Б Кл.т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5719-08 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,8 ±1,5 | ±3,2 ±5,9 |
2 | Благовещенская ТЭЦ, ТГ-2 | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,8 ±1,5 | ±3,3 ±5,9 |
3 | Благовещенская ТЭЦ, ТГ-3 | ТШЛ-20-I Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,8 ±1,5 | ±3,3 ±5,9 |
4 | Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.6, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ - Центральная №1 | ТВ Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±± |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
5 | Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.8, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ - Центральная № 2 | ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±4,0 ±6,8 |
6 | Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.4, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ -Благовещенская № 1 | ТВ Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±4,1 ±7,1 |
7 | Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч. 1, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ -Благовещенская №2 | ТВ Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±± |
8 | Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.10, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ - Западная №1 | ТФЗМ 110Б-1У Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 26422-06 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±4,0 ±6,8 |
9 | Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.12, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ - Западная № 2 | ТФЗМ 110Б-1У Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 26422-06 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±4,0 ±6,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
10 | ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.4, ввод 10 кВ Т-2 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
11 | ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.10, ввод 10 кВ Т-4 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 10/5 Рег. № 25433-08 | НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
12 | ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.3, ввод 10 кВ Т-1 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
13 | ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.9, ввод 10 кВ Т-3 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 10/5 Рег. № 25433-08 | НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
14 | КТП 10 кВ Верхние очистные сооружения, ввод 10 кВ ТОС-1 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07 | НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
15 | ТП 10 кВ Насосная осветленной воды, ввод 10 кВ ТНОВ-1 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
16 | ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 | ТТН Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 41260-09 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
17 | ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 2 секция 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2 | ТТН Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 41260-09 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
18 | ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ резервный ввод | ТТН Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 58465-14 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±± |
19 | Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.7, ОВ-110 кВ | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 44640-11 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,8 ±1,5 | ±3,3 ±5,9 |
20 | Благовещенская ТЭЦ, ТГ-4 | ТШЛ Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 47957-11 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Ктн 10500/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,7 ±3,9 |
21 | ТП №9 10 кВ РЭБ ТС, РУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.2, ВЛ 10 кВ в сторону ТП №9 10/0,4 кВ | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
22 | ПС 10 кВ ПНС №2 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 1с 10 кВ, яч.2 | ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 58720-14 | НИОЛ-СТ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 58722-14 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 58720-14
НИОЛ-СТ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 58722-14
ПС 10 кВ ПНС №2 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 2с 10 кВ, яч.8
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14
±1,2
±2,8
±4,0
±6,9
активная
реактивная
23
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
±5
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 Погрешность в рабочих условиях указана для соБф = 0,8 инд, 1=0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 23 от минус 40 до плюс 60 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена сервера БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики | Значение |
Количество измерительных каналов | 23 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином | от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
- частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
- температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
- частота, Гц | от 47,5 до 52,5 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -5 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
электросчетчиков, оС | от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
сервера, оС | от +10 до +30 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
УСПД, оС | от 0 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ- | |
4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, ч, не менее | 165000 |
- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ- | |
4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, ч, не менее | 90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут. , не менее | 114 |
- при отключении питания, лет, не менее УСПД: | 40 |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | 35 |
месяц по каждому каналу, суток, не менее - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
Сервер: - 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ 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. |
Трансформатор тока | ТШВ15Б | 3 |
Трансформатор тока | ТШЛ-20-1 | 9 |
Трансформатор тока | ТВ | 12 |
Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-1У | 6 |
Трансформатор тока | ТЛО-10 | 12 |
Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 9 |
Трансформатор тока | ТЛК-СТ | 6 |
Трансформатор тока | ТТН | 9 |
Трансформатор тока | ТОГФ-110 | 3 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 3 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 2 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-10 | 6 |
Трансформатор напряжения | НИОЛ-СТ | 6 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 17 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.09 | 3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 |
Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВ | ЭКОМ-3000 | 1 |
Программное обеспечение | ПО «ТЕЛЕСКОП+» | 1 |
Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.776.15 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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