Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО "СХК". Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Москва г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО "СХК"
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО "СХК"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО "СХК"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО «СХК» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности.

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО «СХК» (далее АИИС КУЭ) является средством измерений единичного производства. Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1)    первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности и включающие в себя:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; 0,2; 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001;

-    измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1983-2001;

-    счетчики электрической энергии класса точности 0,2S и 0,5S в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 31819.22-2012, класса точности 1,0 в режиме измерений реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 31819.23-2012, установленные на присоединениях, указанных в таблице 1 (47 точек измерений);

-    вторичные электрические цепи;

2)    второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в свой состав: сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с установленным программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-2, технические средства приёма-передачи данных.

ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Перечень и состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения с использованием измерительных трансформаторов и масштабном преобразовании их в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются, как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин.

Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется с использованием линий проводной и беспроводной связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, вычисление приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации, формирование отчетных документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в центры сбора информации. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ оператора с использованием программы «АРМ Энергосфера».

Передача информации в АО «ОТЭК», АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов xml-формата, установленных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в свой состав устройство синхронизации времени УСВ-2, сервер и счетчики. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов СОЕВ. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии.

Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) осуществляет устройство синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация шкалы времени сервера осуществляется от УСВ-2 один раз в час при достижении расхождения со шкалой УСВ-2 более 2 с. Синхронизация шкал времени часов счетчиков осуществляется от сервера во время сеанса связи при достижении расхождения со шкалой сервера более 3 с. Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с. Журналы событий счетчика отражают время коррекции и расхождение шкал времени корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Таблица 1 - Перечень и состав ИИК АИИС КУЭ

Номер

ИК

Наименование

присоединения

Средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ

Вид СИ

Фаза

Обозначение

Регистрационный номер в ФИФ ОЕИ*

Класс

точности

Коэффициент

трансформации

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ТЭЦ, С1ГТ, ТГ-1

ТТ

А

ТПШФ

519-50

0,5

2000/5

В

ТПШФ

С

ТПШФ

ТН

А

В

С

НТМИ-10

831-69

0,5

10000:^3/

100:V3

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-20

44153-10

0,5S/1,0

-

2

ТЭЦ, С2ГТ, ТГ-2

ТТ

А

ТПШФ

519-50

0,5

2000/5

В

ТПШФ

С

ТПШФ

ТН

А

В

С

НТМИ-10

831-69

0,5

10000:V3/

100:V3

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-20

44153-10

0,5S/1,0

-

3

ТЭЦ, С6ГТ, ТГ-6

ТТ

А

ТПШФ

519-50

0,5

4000/5

В

ТПШФ

С

ТПШФ

ТН

А

В

С

НТМИ-10

831-69

0,5

10000:V3/

100:V3

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-20

44153-10

0,5S/1,0

-

1

2

3

4

5

6

7

8

4

ТЭЦ, С7ГТ, ТГ-7

ТТ

А

ТПШФ

519-50

0,5

3000/5

В

ТПШФ

С

ТПШФ

ТН

А

В

С

НТМИ-10

831-69

0,5

10000:V3/

100:V3

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-20

44153-10

0,5S/1,0

-

5

ТЭЦ, С9ГТ, ТГ-9

ТТ

А

ТПОФ

518-50

0,5

1500/5

В

ТПОФ

С

ТПОФ

ТН

А

В

С

НТМИ-10

831-69

0,5

10000:V3/

100:V3

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-20

44153-10

0,5S/1,0

-

6

ТЭЦ, С10ГТ, ТГ-10

ТТ

А

ТШВ-15Б

5719-03

0,2

6000/5

В

ТШВ-15Б

С

ТШВ-15Б

ТН

А

ЗНОЛ.06

3344-08

0,5

13800:V3/

100:V3

В

ЗНОЛ.06

С

ЗНОЛ.06

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-20

44153-10

0,5S/1,0

-

7

ТЭЦ, С11ГТ, ТГ-11

ТТ

А

ТПШФ

519-50

0,5

6000/5

В

ТПШФ

С

ТПШФ

ТН

А

В

С

НТМИ-18

53608-13

0,5

13800:V3/

100:V3

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-20

44153-10

0,5S/1,0

-

8

ТЭЦ, С12ГТ, ТГ-12

ТТ

А

ТПШФ

519-50

0,5

6000/5

В

ТПШФ

С

ТПШФ

ТН

А

В

С

НТМИ-18

53608-13

0,5

13800:V3/

100:V3

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-20

44153-10

0,5S/1,0

-

9

ТЭЦ, С13ГТ, ТГ-13

ТТ

А

ТШВ-15

5719-03

0,2

8000/5

В

ТШВ-15

С

ТШВ-15

ТН

А

ЗНОЛ.06

3344-04

0,5

10500:V3/

100:V3

В

ЗНОЛ.06

С

ЗНОЛ.06

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-23-12

58850-14

0,5S/1,0

-

1

2

3

4

5

6

7

8

ТЭЦ, С15ГТ, ТГ-15

А

ТПОЛ-10

10

ТТ

В

ТПОЛ-10

1261-59

0,5

1500/5

С

ТПОЛ-10

ТН

А

В

С

НТМИ-10

831-69

0,5

10000:V3/

100:V3

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-20

44153-10

0,5S/1,0

-

А

ТВ-110-1Х-3.2

ТТ

В

ТВ-110-1Х-3.2

46101-10

0,2S

1000/1

ЛЭП-1 яч. 1

С

ТВ-110-1Х-3.2

11

А

НКФ-110

110000:V3/

100:V3

ТН

В

НКФ-110

922-54

1,0

С

НКФ-110

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

А

ТВ-110-1Х-3.2

ТТ

В

ТВ-110-1Х-3.2

46101-10

0,2S

1000/1

ЛЭП-2 яч. 3

С

ТВ-110-1Х-3.2

12

А

НКФ-110

110000:V3/

100:V3

ТН

В

НКФ-110

922-54

1,0

С

НКФ-110

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

А

ТФЗМ 220Б-1У У1

ТТ

В

ТФЗМ 220Б-1У У1

6540-78

0,5

1000/5

ОРУ-220 кВ, ВЛ Т-201

С

ТФЗМ 220Б-1У У1

13

А

НКФ-220-58 У1

220000:V3/

100:V3

ТН

В

НКФ-220-58 У1

14626-95

0,5

С

НКФ-220-58 У1

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

А

ТВ-110-1Х-3.2

ТТ

В

ТВ-110-1Х-3.2

46101-10

0,2S

1000/1

ВЛ-110 кВ А-100 яч. 16

С

ТВ-110-1Х-3.2

14

А

НКФ-110

110000:V3/

100:V3

ТН

В

НКФ-110

922-54

1,0

С

НКФ-110

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

А

ТВ-110-1Х-3.2

ТТ

В

ТВ-110-1Х-3.2

46101-10

0,2S

1000/1

ОРУ-110 кВ, яч. 25 ЛЭП-8

С

ТВ-110-1Х-3.2

15

А

НКФ-110

110000:V3/

100:V3

ТН

В

НКФ-110

922-54

1,0

С

НКФ-110

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

1

2

3

4

5

6

7

8

16

ЛЭП-12 яч. 41

ТТ

А

ТВ-110-К-3.2

46101-10

0,2S

1000/1

В

ТВ-110-К-3.2

С

ТВ-110-К-3.2

ТН

А

НКФ-110

922-54

1,0

110000:V3/

100:V3

В

НКФ-110

С

НКФ-110

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

17

ЛЭП-13 яч. 49

ТТ

А

ТВ-110-К-3.2

46101-10

0,2S

1000/1

В

ТВ-110-К-3.2

С

ТВ-110-К-3.2

ТН

А

НКФ-110

922-54

1,0

110000:V3/

100:V3

В

НКФ-110

С

НКФ-110

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

18

ЛЭП-14 яч. 51

ТТ

А

ТВ-110-К-3.2

46101-10

0,2S

1000/1

В

ТВ-110-К-3.2

С

ТВ-110-К-3.2

ТН

А

НКФ-110

922-54

1,0

110000:V3/

100:V3

В

НКФ-110

С

НКФ-110

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

19

ЛЭП-15

яч.54

ТТ

А

ТВ-110-К-3.2

46101-10

0,2S

1000/1

В

ТВ-110-К-3.2

С

ТВ-110-К-3.2

ТН

А

НКФ-110

922-54

1,0

110000:V3/

100:V3

В

НКФ-110

С

НКФ-110

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

20

ЛЭП-16 яч. 55

ТТ

А

ТВ-110-К-3.2

46101-10

0,2S

1000/1

В

ТВ-110-К-3.2

С

ТВ-110-К-3.2

ТН

А

НКФ-110

922-54

1,0

110000:V3/

100:V3

В

НКФ-110

С

НКФ-110

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

21

ТЭЦ, ОРУ-110 кВ 2 секция, РУ-10,5 кВ С2Т

ТТ

А

ТПОЛ-10

47958-11

0,5S

1500/5

В

-

С

ТПОЛ-10

ТН

А

В

С

НТМИ-10

831-69

0,5

10000:V3/

100:V3

Счетчик

Протон-К ЦМ-02-А-23-234

35437-07

0,2S/1,0

-

1

2

3

4

5

6

7

8

А

ТВ-110-1Х-3.2

ТТ

В

ТВ-110-1Х-3.2

46101-10

0,2S

1000/1

ТЭЦ, ОРУ-110 кВ

С

ТВ-110-1Х-3.2

22

А

НКФ-110

110000:V3/

100:V3

1 секция, С1Т

ТН

В

НКФ-110

922-54

1,0

С

НКФ-110

Счетчик

Фотон Ф-57-1-02-23-12

58850-14

0,2S/1,0

-

С3Т,

А

ТОЛ-35-III

23

ЛЭП-35 кВ,

ТТ

В

ТОЛ-35-III

47959-11

0,5S

600/5

ГМЗ

С

ТОЛ-35-III

А

ЗНОЛ-35 III

35000:V3/

100:V3

ТН

В

ЗНОЛ-35 III

46738-11

0,5

С

ЗНОЛ-35 III

Счетчик

Протон-К ЦМ-02-А-23-234

35437-07

0,2S/1,0

-

А

ТОЛ-10-I

ТТ

В

ТОЛ-10-I

15128-07

0,5

300/5

РУ-10,5 кВ С5Т, Л-77 «Водозабор» яч. 7

С

ТОЛ-10-I

24

ТН

А

В

С

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

0,5

10000/100

Счетчик

Протон-К ЦМ-02-А-23-234

35437-07

0,2S/1,0

-

А

ТОЛ-10

ТТ

В

-

47959-11

0,5S

1000/5

С

ТОЛ-10

25

РУ-10,5 кВ С4Т, «ТПХ» яч. 5

ТН

А

В

С

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

0,5

10000/100

Счетчик

Протон-К ЦМ-02-А-23-234

35437-07

0,2S/1,0

-

А

ТОЛ-10

ТТ

В

-

47959-11

0,5S

300/5

РУ-10,5 кВ С3Т, 1 пит. Л-3 «Чернильщи-ково» яч. 1

С

ТОЛ-10

26

ТН

А

В

С

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

0,5

10000/100

Счетчик

Протон-К ЦМ-02-А-23-234

35437-07

0,2S/1,0

-

1

2

3

4

5

6

7

8

27

РУ-10,5 кВ С3Т, Л-7 «2 пит. очистных сооружений» яч. 6

ТТ

А

ТОЛ-10

47959-11

0,5S

600/5

В

ТОЛ-10

С

ТОЛ-10

ТН

А

В

С

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

0,5

10000/100

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-23-12

58850-14

0,5S/1,0

-

28

РУ-10,5 кВ С5Т, Л-7 «1 пит. очистных сооружений» яч. 3

ТТ

А

ТПОЛ-10

47958-11

0,5S

600/5

В

-

С

ТПОЛ-10

ТН

А

В

С

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

0,5

10000/100

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-23-12

58850-14

0,5S/1,0

-

29

РУ-10,5 кВ С5Т, 2 пит. Л-3 «Чернильщи-ково» яч. 6

ТТ

А

ТОЛ-10

47959-11

0,5S

300/5

В

-

С

ТОЛ-10

ТН

А

В

С

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

0,5

10000/100

Счетчик

Протон-К ЦМ-02-А-23-234

35437-07

0,2S/1,0

-

30

РУСН-3 кВ 2 секция, «Арт. скв. № 1» яч. 34

ТТ

А

ТОЛ-10

47959-11

0,5S

300/5

В

-

С

ТОЛ-10

ТН

А

ЗНОЛ.06

46738-11

0,5

3300:V3/ 100:V3

В

ЗНОЛ.06

С

ЗНОЛ.06

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-23-12

58850-14

0,5S/1,0

-

31

РУСН-3 кВ 1 секция, «Арт. скв. № 2-3» яч. 7

ТТ

А

ТПЛ-10-М

22192-07

0,5S

400/5

В

-

С

ТПЛ-10-М

ТН

А

ЗНОЛ.06

46738-11

0,5

3300:V3/ 100:V3

В

ЗНОЛ.06

С

ЗНОЛ.06

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-23-12

58850-14

0,5S/1,0

-

32

РУСН-3 кВ 6 секция, «Арт. скв. № 4» яч. 117

ТТ

А

ТПЛ-10-М

22192-07

0,5S

200/5

В

-

С

ТПЛ-10-М

ТН

А

ЗНОЛ.06

46738-11

0,5

3300:V3/ 100:V3

В

ЗНОЛ.06

С

ЗНОЛ.06

Счетчик

Фотон Ф-57-5-05-23-12

58850-14

0,5S/1,0

-

1

2

3

4

5

6

7

8

33

С4Т, РУ-10 кВ, яч. 3, 2 пит. КТП-10/0,4

ТТ

А

ТОЛ-10

47959-11

0,5S

1000/5

В

-

С

ТОЛ-10

ТН

А

В

С

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

0,5

10000/100

Счетчик

Протон-К ЦМ-02-А-23-234

35437-07

0,2S/1,0

-

34

ТЭЦ, С3Т, КРУН-10 кВ яч. 4,

«1 пит. КТП»

ТТ

А

ТОЛ-10

47959-11

0,5S

1000/5

В

-

С

ТОЛ-10

ТН

А

В

С

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

0,5

10000/100

Счетчик

Протон-К ЦМ-02-А-23-234

35437-07

0,2S/1,0

-

35

ТЭЦ, ТП-150 РУ-0,4 кВ 1 пит. Опытный завод

ТТ

А

ТОП-0,66

47959-11

0,5S

100/5

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

ТН

-

-

-

-

Счетчик

Фотон Ф-220-5-05-13-12

58850-14

0,5S/1,0

-

36

ТЭЦ, ТП-150 РУ-0,4 кВ 2 пит. Опытный завод

ТТ

А

ТОП-0,66

47959-11

0,5S

100/5

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

ТН

-

-

-

-

Счетчик

Фотон Ф-220-5-05-13-12

58850-14

0,5S/1,0

-

37

1 пит. Столовая ТП-150 РУ-0,4 кВ

ТТ

А

ТОП-0,66

47959-11

0,5S

100/5

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

ТН

-

-

-

-

Счетчик

Фотон Ф-220-5-05-13-12

58850-14

0,5S/1,0

-

38

2 пит. Столовая ТП-150 РУ-0,4 кВ

ТТ

А

ТОП-0,66

47959-11

0,5S

100/5

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

ТН

-

-

-

-

Счетчик

Фотон Ф-220-5-05-13-12

58850-14

0,5S/1,0

-

39

1 пит. Пож. Депо

ТТ

А

ТОП-0,66

47959-11

0,5S

150/5

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

ТН

-

-

-

-

Счетчик

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

46634-11

0,5S/1,0

-

1

2

3

4

5

6

7

8

40

2 пит. Пож. Депо

ТТ

А

ТОП-0,66

47959-11

0,5S

150/5

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

ТН

-

-

-

-

Счетчик

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

46634-11

0,5S/1,0

-

41

РУ-10,5 кВ С4Т, «ГРП об. 10», яч. 4

ТТ

А

ТОЛ-10

47959-11

0,5S

1000/5

В

-

С

ТОЛ-10

ТН

А

В

С

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

0,5

10000/100

Счетчик

Протон-К ЦМ-02-А-23-234

35437-07

0,2S/1,0

-

42

КТПН 6/0,4 кВ «Зоновка» ЛПХ Гребенюк

ТТ

А

ТОП-0,66

47959-11

0,5S

50/5

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

ТН

-

-

-

-

Счетчик

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

46634-11

0,5S/1,0

-

43

ТП 414 ГРС

ТТ

А

ТОП-0,66

47959-11

0,5S

50/5

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

ТН

-

-

-

-

Счетчик

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

46634-11

0,5S/1,0

-

44

Мегафон

ТТ

А

ТОП-0,66

47959-11

0,5S

40/5

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

ТН

-

-

-

-

Счетчик

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

46634-11

0,5S/1,0

-

45

ТП 10/0,4 кВ У гольная

ТТ

А

ТОП-0,66

47959-11

0,5S

40/5

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

ТН

-

-

-

-

Счетчик

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

46634-11

0,5S/1,0

-

46

СХК, СЗ, ТП-4, яч. 4 (ввод на ТП Угольная)

ТТ

А

ТОЛ-СЭЩ

51623-12

0,5S

100/5

В

-

С

ТОЛ-СЭЩ

ТН

А

ЗНОЛП-10

46738-11

0,5

10000:V3/

100:V3

В

ЗНОЛП-10

С

ЗНОЛП-10

Счетчик

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

46634-11

0,5S/1,0

-

1

2

3

4

5

6

7

8

47

ТП Угольная РУ-10 кВ яч. 3

ТТ

А

ТОЛ-10

47959-11

0,5S

50/5

В

ТОЛ-10

С

ТОЛ-10

ТН

А

В

С

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

0,5

10000/100

Счетчик

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

46634-11

0,5S/1,0

-

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице. Замена оформляется актом в установленном на АО «СХК» порядке, который хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

-    автоматическое измерение средних на тридцатиминутных интервалах времени значений активной и реактивной электрической мощности;

-    периодический (каждые 30 мин или два раза в сутки для каналов сотовой связи) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии и средней мощности с заданной дискретностью и данных о состоянии средств измерений;

-    хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и данных о состоянии средств измерений АИИС КУЭ в базе данных сервера, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование) и от несанкционированного доступа;

-    хранение в счетчиках тридцатиминутных приращений электрической энергии в двух направлениях не менее 45 суток, а при отключении питания - не менее 10 лет;

-    формирование, ведение и хранение журнала событий АИИС КУЭ;

-    формирование и передача в автоматическом режиме отчетных документов в центры сбора информации, в том числе осуществление сервером обмена информацией с ИВК смежных АИИС КУЭ в виде макетов файлов в xml-формате;

-    обеспечение защиты с использованием электронной цифровой подписи при передаче измерительной информации в центры сбора;

-    предоставление пользователям и персоналу, эксплуатирующему АИИС КУЭ, регламентированного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений АИИС КУЭ;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от несанкционированного доступа на аппаратном (пломбирование счетчиков, испытательных коробок, механическая защита шкафа сервера АИИС КУЭ) и программном уровне (авторизация пользователей, регистрация событий в журнале);

-    диагностика, мониторинг функционирования, конфигурирование и настройка параметров технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.

Пломбирование средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, выполняется в соответствии с их эксплуатационной документацией.

Программное обеспечение

Структура и функции программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ:

-    встроенное ПО счетчиков, предназначенное для вычисления приращений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности;

-    ПК «Энергосфера», разработанный ООО «Прософт-Системы» и предназначенный для автоматизированного сбора, обработки и отображения результатов измерений электрической энергии, ведения журнала событий, формирования отчетных документов, хранения и передачи информации в центры сбора.

Основные программы в составе ПК «Энергосфера», установленные на сервере:

-    «Сервер опроса» (автоматизированный сбор информации со счетчиков);

-    «Редактор расчетных схем» (создание и редактирование структуры объекта учета, настройка и отображение свойств средств измерений ИИК АИИС КУЭ);

-    «Консоль администратора» (конфигурирование и настройка сервера, синхронизации времени, прав пользователей, параметров резервного копирования);

-    «АРМ Энергосфера» (отображение результатов измерений и журнала событий, формирование отчетных документов);

-    «Центр импорта/экспорта» (формирование и передача в автоматическом режиме в центры сбора информации, в том числе передача «стандартных» макетов);

-    «Ручной ввод» (ввод данных в базу при нарушении связи со счетчиками);

-    «Алармер» (ведение журнала событий).

На компьютерах АРМ оператора установлена программа «АРМ Энергосфера». Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является библиотека «pso_metr.dll», предназначенная для обработки информации, поступающей от счетчиков электрической энергии. Идентификация выполняется по команде оператора для программ ПК «Энергосфера», установленных на сервере. Идентификационные данные приведены в таблице 2.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ нормированы с учётом влияния программного обеспечения АИИС КУЭ. Защита программного обеспечения АИИС КУЭ и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений осуществляется на аппаратном и программном уровне. Для защиты ПО АИИС КУЭ и данных реализован алгоритм авторизации и разграничения полномочий пользователей. Для защиты передаваемых данных осуществляется их кодирование, обеспечиваемое ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО АИИС КУЭ «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 8.0

Цифровой идентификатор ПО

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b для файла «pso metr.dll»

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности приведены в таблицах 3 и 4. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК

cos9

Г раницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности

для диапазона

I2(1*) < I < I5

для диапазона

I5 < I < I20

для диапазона I20 < I < I100

для диапазона I100 < I < I120

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

1-5; 7-8; 10 КТ ТТ 0,5;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,5S

1,0

не норм.

±1,9

±2,3

±1,2

±1,7

±1,0

±1,6

0,8

не норм.

±3,1

±3,3

±1,7

±2,2

±1,4

±1,9

0,5

не норм.

±5,5

±5,7

±3,0

±3,3

±2,3

±2,7

6; 9 КТ ТТ 0,2;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,5S

1,0

не норм.

±1,2

±1,7

±1,0

±1,6

±0,9

±1,5

0,8

не норм.

±1,8

±2,2

±1,2

±1,7

±1,1

±1,7

0,5

не норм.

±2,5

±2,9

±1,7

±2,3

±1,6

±2,1

11-12; 14-20; 22 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0;

КТ счетчика 0,2S

1,0

±1,5

±1,6

±1,3

±1,4

±1,2

±1,4

±1,2

±1,4

0,8

±1,9

±2,0

±1,7

±1,8

±1,6

±1,7

±1,6

±1,7

0,5

±3,2

±3,1

±2,8

±2,8

±2,6

±2,7

±2,6

±2,7

13; 24 КТ ТТ 0,5;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,2S

1,0

не норм.

±1,8

±1,9

±1,1

±1,3

±0,9

±1,1

0,8

не норм.

±2,9

±3,0

±1,6

±1,8

±1,3

±1,4

0,5

не норм.

±5,5

±5,5

±3,0

±3,0

±2,2

±2,3

21; 23; 25-26; 29; 33-34; 41 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,2S

1,0

±1,9

±2,0

±1,1

±1,3

±0,9

±1,1

±0,9

±1,1

0,8

±2,6

±2,7

±1,7

±1,8

±1,3

±1,4

±1,3

±1,4

0,5

±4,8

±4,9

±3,0

±3,1

±2,2

±2,3

±2,2

±2,3

27-28; 30-32;

46-47 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,5S

1,0

±2,1

±2,5

±1,2

±1,7

±1,0

±1,6

±1,0

±1.6

0,8

±2,8

±3,1

±2,0

±2,4

±1,4

±1,9

±1,4

±1,9

0,5

±4,9

±5,1

±3,2

±3,5

±2,3

±2,7

±2,3

±2,7

35-38 КТ ТТ 0,5S; ТН нет;

КТ счетчика 0,5S

1,0

±2,0

±3,1

±1,0

±2,6

±0,8

±2,5

±0,8

±2,5

0,8

±2,7

±3,9

±1,8

±3,4

±1,1

±3,1

±1,1

±3,1

0,5

±4,8

±6,0

±2,9

±4,7

±1,9

±4,2

±1,9

±4,2

39-40; 42-45 КТ ТТ 0,5S; ТН нет;

КТ счетчика 0,5S

1,0

±2,0

±2,4

±1,0

±1,6

±0,8

±1,5

±0,8

±1,5

0,8

±2,7

±3,0

±1,8

±2,2

±1,1

±1,7

±1,1

±1,7

0,5

±4,8

±5,0

±2,9

±3,2

±1,9

±2,4

±1,9

±2,4

Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: I2(1), I5, I20, I100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения L; (1*) - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cos9, равного 1, нормируется в диапазоне первичного тока I1 < I < I5; 5о - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; 5ру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК

БШф

Г раницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности

для диапазона

I2 < I < I5

для диапазона

I5 < I < I20

для диапазона I20 < I < I100

для диапазона I100 < I < I120

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

1-5; 7-8; 10;

13; 24 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0

0,6

не норм.

±4,6

±5,6

±2,6

±4,1

±2,1

±3,8

0,87

не норм.

±3,0

±4,2

±1,8

±3,5

±1,6

±3,4

6; 9 КТ ТТ 0,2; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0

0,6

не норм.

±2,5

±4,0

±1,7

±3,6

±1,6

±3,5

0,87

не норм.

±2,1

±3,7

±1,4

±3,3

±1,4

±3,3

11-12; 14-20; 22 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 1,0

0,6

±3,0

±4,3

±2,8

±4,2

±2,4

±3,9

±2,4

±3,9

0,87

±2,3

±3,8

±2,2

±3,7

±1,8

±3,5

±1,8

±3,5

21; 23; 25-34;

41; 46-47 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0

0,6

±4,2

±5,2

±2,9

±4,3

±2,1

±3,8

±2,1

±3,8

0,87

±2,8

±4,1

±2,2

±3,7

±1,6

±3,4

±1,6

±3,4

35-38 КТ ТТ 0,5S; ТН нет;

КТ счетчика 1,0

0,6

±4,1

±6,8

±2,7

±6,1

±1,8

±5,8

±1,8

±5,8

0,87

±2,7

±5,5

±2,1

±5,2

±1,4

±5,0

±1,4

±5,0

39-40; 42-45 КТ ТТ 0,5S; ТН нет;

КТ счетчика 1,0

0,6

±4,1

±5,1

±2,7

±4,1

±1,8

±3,6

±1,8

±3,6

0,87

±2,7

±4,0

±2,1

±3,7

±1,4

±3,3

±1,4

±3,3

Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: I2, I5, I20, I100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения !н; 5о -границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; 5ру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности

Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия эксплуатации компонентов ИК АИИС КУЭ:

-    температура окружающей среды, °С

-    параметр сети: напряжение, в долях от номинального значения U

-    параметр сети: сила тока, в долях от номинального значения !н

от +20 до +25 1,00 ±0,02 1,1±0,1

Наименование характеристики

Значение

Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха трансформаторов, °С

-    температура окружающего воздуха счетчиков (ИК 1-34, 39-47), °С

-    температура окружающего воздуха счетчиков (ИК 35-38), °С

-    температура окружающего воздуха ИВК, °С

-    относительная влажность воздуха при 30 °С, %, не более

-    атмосферное давление, кПа

от -45 до +40 от +10 до +35 от -40 до 40 от +15 до +30 90

от 84,0 до 106,7

Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ - параметры сети:

-    напряжение, в долях от номинального значения ин

-    сила тока, в долях от номинального значения 1н

-    частота, в долях от номинального значения f

-    коэффициент мощности (еоБф)

-    индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более

1,0 ±0,1 от 0,01(0,05) до 1,2 1,00±0,02 от 0,5 до 1,0 0,5

Параметры электрического питания средств приёма-передачи данных:

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

220±10

50,0±0,2

Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее

-    измерительных трансформаторов тока

-    измерительных трансформаторов напряжения

-    счетчиков «Фотон» (44153-10) и «Протон-К» (35437-07)

-    счетчиков «Фотон» (58850-14)

-    счетчиков «ПСЧ-4ТМ.05МК» (46634-11)

-    сервера

4000000

400000

90000

130000

165000

286800

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра печатным способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входят основные технические средства и документация, приведённые в таблицах 6 и 7.

Таблица 6 - Технические средства АИИС КУЭ

Наименование компонента АИИС КУЭ

Регистрационный номер в ФИФ ОЕИ

Количество

Измерительно-информационные комплексы

Трансформаторы тока ТПШФ

519-50

18 шт.

Трансформаторы тока ТПОФ

518-50

3 шт.

Трансформаторы тока ТШВ-15Б

5719-03

3 шт.

Трансформаторы тока ТШВ-15

5719-03

3 шт.

Трансформаторы тока ТПОЛ-10

1261-59

3 шт.

Трансформаторы тока ТВ

46101-10

30 шт.

Трансформаторы тока ТФЗМ 220Б-1У У1

6540-78

3 шт.

Трансформаторы тока проходные ТПОЛ-10

47958-11

4 шт.

Трансформаторы тока опорные ТОЛ-35 III

47959-11

3 шт.

Трансформаторы тока ТОЛ-10-I

15128-07

3 шт.

Трансформаторы тока опорные ТОЛ-10

47959-11

22 шт.

Трансформаторы тока ТПЛ-10-М

22192-07

4 шт.

Трансформаторы тока опорные ТОП-0,66

47959-11

30 шт.

Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ

51623-12

2 шт.

Трансформаторы напряжения НТМИ-10

831-69

7 шт.

Наименование компонента АИИС КУЭ

Регистрационный номер в ФИФ ОЕИ

Количество

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06

3344-08

3 шт.

Трансформаторы напряжения НТМИ-18

53608-13

2 шт.

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06

3344-04

3 шт.

Трансформаторы напряжения НКФ-110

922-54

12 шт.

Трансформаторы напряжения НКФ-220-58 У1

14626-95

3 шт.

Трансформаторы напряжения заземляемые ЗНОЛ-35 III

46738-11

3 шт.

Трансформаторы напряжения антирезонансные трёхфазные НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

4 шт.

Трансформаторы напряжения заземляемые ЗНОЛ.06

46738-11

9 шт.

Трансформаторы напряжения заземляемые ЗНОЛП-10

46738-11

3 шт.

Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные трёхфазные «Фотон»

44153-10

9 шт.

Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные «Фотон»

58850-14

21 шт.

Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трёхфазные «Протон-К»

35437-07

9 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК

46634-11

8 шт.

Информационно-вычислительный комплекс

Сервер DELL PowerEdge R630

-

1 шт.

Устройство синхронизации времени УСВ-2

41681-10

1 шт.

Автоматизированное рабочее место оператора

-

2 шт.

Таблица 7 - Комплектность технической документации

Наименование характеристики

Обозначение

Количество

ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО «СХК». Методика поверки

МП 266-16

1 экз.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО «СХК». Формуляр

ТЕ.411711.560 ФО

1 экз.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО «СХК». Руководство пользователя

ТЕ.411711.560 И3

1 экз.

Проектная документация ООО «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА» на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО «СХК»

ТЕ.411711.560 ПД

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 266-16 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ТЭЦ АО «СХК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 28.12.2016 г.

Основные средства поверки:

-    средства измерений в соответствии с нормативной и технической документацией по поверке измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, устройства синхронизации времени УСВ-2, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);

- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-07), метрологические характеристики: пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения в диапазоне от 15 до 300 В ±0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока ±0,3 %; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями основной частоты ±0,1°; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ±0,02 Гц; пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности нагрузки ТТ от ±1,0 % до ±4,0 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности нагрузки ТН от ±0,5 % до ±4,0 %.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационных документах.

Нормативные документы

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

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

Техническая документация ООО «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА»

Развернуть полное описание