Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "ТГК-9" "Свердловский" Ново-Свердловская ТЭЦ. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "ТГК-9" "Свердловский" Ново-Свердловская ТЭЦ

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 13д от 24.12.09 п.249
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 38407
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Ново-Свердловская ТЭЦ (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления и обработки информации о генерации, отпуске и потреблении электрической энергии и мощности за установленные интервалы времени, хранения и отображения полученной информации, формирования отчетов по генерации, отпуску и потреблению электроэнергии для Администратора торговой системы, Системного оператора и смежных участников оптового рынка электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений активной и реактивной электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 минут);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованиям повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача организациям-участникам оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ построена на базе комплекса программно-технического измерительного (ПТК) ЭКОМ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (Рег. №) 19542-05, и включает в себя средства измерений, указанные в таблице 2.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - двадцать один измерительно-информационный комплекс точек измерения электроэнергии (ИИК ТИ), предназначенный для измерения и учета электрической энергии и мощности и построенный на базе следующих средств измерений: измерительных трансформаторов тока (ТТ), измерительных трансформаторов напряжения (ТН), счетчиков активной и реактивной электроэнергии (счетчики), установленных на объектах, указанных в таблице 2.

Второй уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в состав которого входят:

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- УСПД ЭКОМ-3000, оснащенное устройством синхронизации времени.

Третий уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который состоит из:

- технических средств для организации локальной вычислительной сети, разграничения прав доступа к информации, приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- компьютера в серверном исполнении (сервер баз данных) и автоматизированных рабочих мест (АРМ), оснащенных специализированными программными комплексами (ПК) «Энергосфера» из состава ПТК ЭКОМ.

Система обеспечения единого времени на базе GPS-приемника сигналов точного времени обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ.

Первый уровень АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках измерений. Измерительные трансформаторы тока и напряжения АИИС КУЭ преобразуют входные токи и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии. Счетчик электрической энергии с заданной периодичностью измеряет входные значения токов и напряжений и использует полученные значения для расчетов средней за период активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Полученные результаты интегрируются на получасовых интервалах и сохраняются во внутреннем формате в памяти счетчика с привязкой к текущему времени (профили нагрузки).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на вход УСПД, которое выполняет следующие функции:

- сбор измерительной и диагностической информации с ИИК ТИ;

- контроль достоверности измерительной информации;

- ведение журнала событий УСПД;

- предоставление доступа к собранной информации и журналу событий;

- периодическую синхронизацию времени в УСПД и в обслуживаемых УСПД счетчиках электроэнергии.

Второй уровень АИИС КУЭ обеспечивает:

- диагностику работы технических средств;

- хранение данных о состоянии средств измерений;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.

Третий уровень АИИС КУЭ обеспечивает:

- автоматический сбор и хранение результатов измерений;

- обработку результатов измерений, в том числе умножение на коэффициенты трансформации используемых трансформаторов тока и напряжения;

- автоматическую диагностику состояния средств измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- формирование архива измеренных величин;

- формирование архива технической и диагностической информации;

- доступ к коммерческой информации;

- доступ к технологической и диагностической информации;

- формирование сальдо по электропотреблению;

- контроль за состоянием программно-технических средств АИИС КУЭ;

- подготовка отчета в XML-формате для передачи требуемых данных в АО «АТС» по электронной почте;

- заверение подготовленного отчета электронно-цифровой подписью и отправка его в АО «АТС» по электронной почте:

- доступ ИАСУ КУ АО «АТС» к информации АИИС КУЭ в рамках процедуры технического контроля.

СОЕВ АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое измерение времени и ведение календаря с помощью внутренних часов счетчиков ИИК, УСПД и сервера баз данных. Синхронизация системного времени с календарным обеспечивается с помощью встроенного в УСПД ЭКОМ-3000 устройства синхронизации времени, выполненного на основе GPS-приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования. Время УСПД синхронизировано с временем приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности отсчета текущего календарного времени УСПД с модулем GPS на интервале одни сутки ±1 секунда. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется каждые 2 минуты, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков СЭТ-4ТМ.03 с временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи каждые 30 минут, корректировка времени счетчиков при расхождении ±3 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД ЭКОМ-3000 отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент непосредственно предшествующий корректировке.

К средству измерений данного типа относится система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Ново-Свердловская ТЭЦ, заводской номер 01. Заводской номер нанесен в Разделе 2 Формуляра 115.1.01.ЭТ.ФО типографским способом.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера». Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ указаны в таблице 1.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBE B6F 6CA693 18BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав ИК

№ ИИК ТИ

№ ИК

Вид электроэнергии

Наименование объекта (электростанция, подстанции) наименование присоединения

Типы средств измерений, входящих в состав ИК; номинальный первичный и вторичный ток/напряжение для трансформатора тока/напряжения (в виде дроби); класс точности; регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

УСПД

Сервер

ТТ

TH

Счетчик

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

1

активная прием

НСТЭЦ ЮкВ Турбогенератор ТГ-1

ТШЛ20Б-1 8000/5, КТ 0,2 Per. №4016-74

ТШЛ 20 8000/5, КТ 0,2 Per. №21255-01

3HOM-15-63

ЮООО/х/З/ЮО/х/З

КТ 0,5

Per. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

эком-зооо, Per. № 17049-04

Сервер баз данных

2

активная отдача

3

реактивная прием

4

реактивная отдача

2

5

активная прием

НСТЭЦ ЮкВ Турбогенератор ТГ-2

ТШВ15Б 8000/5 КТ 0,5 Per. № 5719-76

3HOM-15-63

ЮООО/х/З/ЮО/х/З

КТ 0,5

Per. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

6

активная отдача

7

реактивная прием

8

реактивная отдача

3

9

активная прием

НСТЭЦ ЮкВ Турбогенератор ТГ-3

ТШВ15Б 8000/5 КТ 0,5 Per. № 5719-76

ЗНОЛ-06

ЮООО/х/З/ЮО/х/З

КТ 0,5

Per. № 3344-72

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

10

активная отдача

И

реактивная прием

12

реактивная отдача

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

13

активная прием

НСТЭЦ ЮкВ Турбогенератор ТГ-4

ТШЛ20Б-1 8000/5 КТ 0,2 Per. №4016-74

3HOM-15-63 10000/л/3/100/л/3

КТ 0,5

Per. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

эком-зооо, Per. № 17049-04

Сервер баз данных

14

активная отдача

15

реактивная прием

16

реактивная отдача

5

17

активная прием

НСТЭЦ ЮкВ Турбогенератор ТГ-5

ТШВ15Б 8000/5 КТ 0,5 Per. № 5719-76

3HOM-15-63 10000/л/3/100/л/3

КТ 0,5

Per. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

18

активная отдача

19

реактивная прием

20

реактивная отдача

6

21

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 220 кВ, 4-1сек.22О кВ, ячейка № 3, ВЛ-220кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ-БАЭС»

ТФНД-220-1 1200/5

КТ 0,5

Per. № 3694-73

НКФ-220-58 У1 220000Л/3/100Л/3

КТ 0,5

Рег.№ 83648-21

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

22

активная отдача

23

реактивная прием

24

реактивная отдача

7

25

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 220 кВ, 3-2сек.22О кВ, ячейка № 1, ВЛ-220кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ-Южная»

ТФЗМ 220Б-ШУ1 1200/5 КТ 0,5 Per. № 3694-73

НКФ-220-58 У1 220000Л/3/100Л/3

КТ 0,5 Per. № 83648-21/ НКФ-220-58 У1 220000Л/3/100Л/3

КТ 0,5 Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

26

активная отдача

27

реактивная прием

28

реактивная отдача

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

29

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, 1СШ ПО кВ, ячейка № 4, ВЛ-ПОкВ «нстэц-Марковская-1»

JKF 123/245 200/1

КТ 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/злооа/з KT 0,5

Per. № 81939-21/ НКФ-110-57У1 пооооа/з/юоа/з KT 0,5

Per. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

эком-зооо, Per. № 17049-04

Сервер баз данных

30

активная отдача

31

реактивная прием

32

реактивная отдача

9

33

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, 1СШ ПО кВ, ячейка № 1, ВЛ-ПОкВ «НСТЭЦ-Кобальт-1»

JKF 123/245 200/1

КТ 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/злооа/з KT 0,5

Per. № 81939-21/ НКФ-110-57У1 110000/100

KT 0,5 Per. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

34

активная отдача

35

реактивная прием

36

реактивная отдача

10

37

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, 1СШ ПО кВ, ячейка № 6, ВЛ-ПОкВ «НСТЭЦ -Калининская-1»

JKF 123/245 1000/1 KT 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/злооа/з KT 0,5

Per. № 81939-21/ НКФ-110-57У1 пооооа/злооа/з KT 0,5

Per. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

38

активная отдача

39

реактивная прием

40

реактивная отдача

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

и

41

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, 1СШ ПО кВ, ячейка № 9, Обходной выключатель ПО кВ ШОВ-1

JKF 123/245 1000/1 КТ 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/з/юоа/з KT 0,5

Per. № 81939-21/ НКФ-110-57У1 пооооа/з/юоа/з KT 0,5

Per. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

эком-зооо, Per. № 17049-04

Сервер баз данных

42

активная отдача

43

реактивная прием

44

реактивная отдача

12

45

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, ЗСШ ПО кВ, ячейка № 13, Обходной выключатель ПО кВ ШОВ-2

JKF 123/245 1200/1 КТ 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/з/юоа/з

KT 0,5

Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

46

активная отдача

47

реактивная прием

48

реактивная отдача

13

49

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, 2СШ ПО кВ, ячейка № 2, ВЛ-ПОкВ «НСТЭЦ-Марковская-2»

JKF 123/245 200/1

KT 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/з/юоа/з

KT 0,5

Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

50

активная отдача

51

реактивная прием

52

реактивная отдача

14

53

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, 2СШ ПО кВ, ячейка № 3, ВЛ-ПОкВ «НСТЭЦ-Кобальт-2»

JKF 123/245 200/1

KT 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/з/юоа/з

KT 0,5

Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

54

активная отдача

55

реактивная прием

56

реактивная отдача

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

57

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ ПО кВ, 2СШ ПО кВ, ячейка № 8, ВЛ-1 ЮкВ «НСТЭЦ-Калининская-2 »

JKF 123/245 1000/1 КТ 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/злооа/з

KT 0,5

Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

эком-зооо, Per. № 17049-04

Сервер баз данных

58

активная отдача

59

реактивная прием

60

реактивная отдача

16

61

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, ЗСШ ПО кВ, ячейка № 14, ВЛ-1 ЮкВ «НСТЭЦ- Весна»

JKF 123/245 1200/1 КТ 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/злооа/з

KT 0,5

Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

62

активная отдача

63

реактивная прием

64

реактивная отдача

17

65

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, ЗСШ ПО кВ, ячейка № 18, ВЛ-1 ЮкВ «НСТЭЦ-Патруши»

JKF 123/245 200/1

KT 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/злооа/з KT 0,5 Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

66

активная отдача

67

реактивная прием

68

реактивная отдача

18

69

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, ЗСШ ПО кВ, ячейка № 22, ВЛ-1 ЮкВ «НСТЭЦ- Дачная»

JKF 123/245 1000/1 KT 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57 У1 пооооа/злооа/з KT 0,5 Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

70

активная отдача

71

реактивная прием

72

реактивная отдача

19

73

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, 4СШ ПО кВ, ячейка № 15,

В Л-1 ЮкВ «нстэц-Сибирская»

JKF 123/245 1200/1 KT 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57У1 пооооа/злооа/з

KT 0,5

Per. № 14205-94/ НКФ-110-57 У1 пооооа/злооа/з

KT 0,5

Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

74

активная отдача

75

реактивная прием

76

реактивная отдача

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

20

77

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, 4СШ ПО кВ, ячейка № 20, ВЛ-ПОкВ «нстэц-Родник»

JKF 123/245 200/1

КТ 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57У1 пооооа/злооа/з

KT 0,5 Per. № 14205-94/ НКФ-110-57 У1 пооооа/з/юоа/з

KT 0,5 Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

эком-зооо, Per. № 17049-04

Сервер баз данных

78

активная отдача

79

реактивная прием

80

реактивная отдача

21

81

активная прием

НСТЭЦ, ОРУ 110 кВ, 4СШ ПО кВ, ячейка № 16, ВЛ-ПОкВ «нстэц-Глубокая»

JKF 123/245 750/1

КТ 0,5S Per. № 36507-07

НКФ-110-57У1 пооооа/злооа/з

KT 0,5

Per. № 14205-94/ НКФ-110-57 У1 пооооа/злооа/з

KT 0,5

Per. № 81939-21

СЭТ-4ТМ.03

KT 0,2S/0.5 Per. № 27524-04

82

активная отдача

83

реактивная прием

84

реактивная отдача

Примечание - Допускается замена измерительных компонентов (измерительных трансформаторов и счетчиков) на измерительные компоненты того же класса точности, типы которых утверждены. Допускается замена измерительных компонентов (измерительных трансформаторов и счетчиков) на измерительные компоненты утвержденных типов более высокого класса точности, при условии, что владелец АПИС КУЭ не претендует на изменение (улучшение), указанных в настоящем описании типа АПИС КУЭ метрологических характеристик ИК системы. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АЛИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных, %

±0,01

Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения энергии, %

±0,01

Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности, %

±0,01

Пределы допускаемой абсолютной погрешности отсчета текущего времени, с

±5

Доверительные границы интервала относительной погрешности ИК, %, при измерении электрической энергии и средней мощности при доверительной вероятности 0,95: - активная энергия и мощность:

- для ИК №№ 1, 2, 13, 14

- для ИК №№ 5, 6, 9, 10, 17, 18, 21, 22, 25, 26, 29, 30, 33, 34, 37, 38, 41, 42, 45, 46, 49, 50, 53, 54, 57, 58, 61, 62, 65, 66, 69, 70, 73, 74, 77, 78, 81, 82

±0,8

±1,0

- реактивная энергия и мощность:

- для ИК №№ 3, 4, 15, 16

- для ИК №№ 7, 8, 11, 12, 19, 20, 23, 24, 27, 28, 31, 32, 35, 36, 39, 40, 43, 44, 47, 48, 51, 52, 55, 56, 59, 60, 63, 64, 67, 68, 71, 72, 75, 76, 79, 80, 83, 84

±1,0

±1,1

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны доверительные границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.

3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4 Представленные значения погрешности ИК получены расчетным путем на основании значений составляющих погрешности ИК в предположениях: условия эксплуатации -нормальные, измеряемые токи и напряжения равны номинальным, фазовый угол между измеряемыми током и напряжением равен 0 или д/2 при измерении активной или реактивной энергии соответственно. В случае отклонения условий измерений от указанных, предел относительной погрешности измерения для каждого ИК может быть рассчитан согласно соотношениям, приведенным в методике поверки МП 97-263-2009 с изменением № 1.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Условия эксплуатации АИИС КУЭ:

- электропитание от стандартной сети переменного тока:

- напряжение, В

220

- частота, Г ц

50

- температура окружающей среды для измерительных

в соответствии с

трансформаторов, счетчиков электрической энергии и УСПД

э ксплуатационной документацией (ЭД) на эти средства

- температура окружающей среды для сервера баз данных, °С

в соответствии с нормальными условиями по ГОСТ 22261-94

Потребляемая мощность:

- счетчик электрической энергии

согласно ЭД

- УСПД

от 25 до 60 В^А

- сервер баз данных

согласно ЭД

Показатели надежности компонентов АИИС КУЭ:

- средняя наработка на отказ, ч, счетчика электрической энергии

типа СЭТ-4ТМ.03

90000

- средний срок службы, лет, счетчика электрической энергии

30

типа СЭТ-4ТМ.03

- средняя наработка на отказ УСПД, ч, не менее

75000

- срок службы УСПД, лет, не менее

30

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

а) в журнале события счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

б) журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

б) защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных значениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной и эксплуатационной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

ТШЛ20Б-1

5 шт.

Трансформатор тока

ТШЛ 20

1 шт.

Трансформатор тока

ТШВ15Б

9 шт.

Трансформатор тока

ТФНД-220-1

3 шт.

Трансформатор тока

ТФЗМ 220Б-ШУ1

3 шт.

Трансформатор тока

JKF 123/245

42 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-15-63

12 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-06

3 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-220-58 У1

12 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

9 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57У1

3 шт.

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

21 шт.

Устройство сбора и передачи данных с приемником GPS

УСПД ЭКОМ-3000

1 шт.

Программное обеспечение

«Программный комплекс «Энергосфера»

1 шт.

Формуляр

115.1.01.ЭТ.ФО

1 экз.

Технорабочий проект. Том 3.

Эксплуатационная документация

50306307.422222.107

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в Разделе 3 Формуляра 115.1.01. ЭТ.ФО.

Нормативные документы

«ТГК-9» «Свердловский» Ново-Свердловская ТЭЦ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

Развернуть полное описание