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.
