Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-2 филиала "Владимир-ский" ПАО "Т Плюс", 2-я очередь

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-2 филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс», 2-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) КТС «Энергия+», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Также данные от сервера могут передаваться по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов установленного формата на АРМ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс».

Передача информации от сервера или АРМ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется при каждом сеансе связи с УСВ, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется с заданным интервалом времени, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±1 с.

Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 293.1, указывается в формуляре.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО КТС «Энергия+». ПО КТС «Энергия+» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО КТС «Энергия+» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО КТС «Энергия+» указана в таблице 1.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Kernel6.exe

Writer.exe

IcServ.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 6.6

Цифровой идентификатор ПО

E08AA8B6AC1A19

CCFDC84EA5CDA

1BFEE

D076EE4C555DEF369

A1E85C4F7BD3168

18CA83DCDF4F0E52

9D4EDA2746072877

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

элек

тро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности

(±5), %

Г раницы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ТГ-1

ТПШФ

4000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 519-50 Фазы: А; В; С

НОМ-6

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 Фазы: А; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

УСВ-Г Per. № 61380-15

Сервер, совместимый с платформой х86 или платформой х64

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

2

ТГ-2

ТПШЛ-10

4000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С

НОМ-6

бооо/л/з/юо/л/з

Кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 Фазы: А; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

3

ТГ-3

ТШЛ20 8000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1837-63 Фазы: А; В; С

3HOM-15-63

бооол/з/юол/з

Кл.т. 0,5 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

ТПШЛ-10

ЗНОМ-15-63

Актив

4000/5

бооо/л/з/юо/л/з

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1,3

з,з

4

ТТ-4

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 1423-60

Рег. № 1593-70

Per. № 36697-17

Реак

2,5

5,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

5

ТГ-5

ТТТТВ15

8000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 5718-76 Фазы: А; С

ЗНОМ-15-63

бооол/з/юол/з

Кл.т. 0,5 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

УСВ-Г Per. № 61380-15

Сервер, совместимый с платформой х86 или платформой х64

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

6

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., I С.Ш., ЯЧ.1

ТПОЛ 10 100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

7

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., I с.ш., яч.2

ТПОЛ 10 1000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

8

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., I с.ш., яч.4

ТПОЛ 10 150/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

9

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., I с.ш., яч.5

ТПОФ

1000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 518-50 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

Ивановская

ТПОЛ 10

НТМИ-6

Актив

800/5

6000/100

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1,3

з,з

10

ТЭЦ-2 (110/35/6

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ), ГРУ-6 кВ., I С.Ш., яч.6

Рег. № 1261-59

Рег. № 831-53

Per. № 36697-17

Реак

2,5

5,7

Фазы: А; С

Фазы: ABC

тивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., I с.ш., яч.9

ТПОЛ 10 600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

УСВ-Г Per. № 61380-15

Сервер, совместимый с платформой х86 или платформой х64

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

12

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., I с.ш., яч.10

ТПОФ

1000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 518-50 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

13

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., I с.ш., ЯЧ.11

ТПОЛ 10 1000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

14

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., I с.ш., яч.14

ТПОЛ 10 600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

15

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., II с.ш., яч.18

ТПОЛ 10 600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

Ивановская

ТПОЛ 10

НТМИ-6

Актив

1000/5

6000/100

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1,3

з,з

16

ТЭЦ-2 (110/35/6

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ), ГРУ-6 кВ.,

Рег. № 1261-59

Рег. № 831-53

Per. № 36697-17

Реак

2,5

5,7

II с.ш., яч.20

Фазы: А; С

Фазы: ABC

тивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

17

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., II с.ш., яч.21

ТПОФ

1000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 518-50 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

УСВ-Г Per. № 61380-15

Сервер, совместимый с платформой х86 или платформой х64

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

18

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., II с.ш., яч.22

ТПОЛ 10 1000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

19

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., II с.ш., яч.25

ТПОЛ 10 1000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

20

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., II с.ш., яч.26

ТПОЛ 10 800/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

21

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., II с.ш., яч.27

ТПОЛ 10 100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; С

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

Ивановская

ТПОЛ 10

НТМИ-6

Актив

150/5

6000/100

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1,3

з,з

ТЭЦ-2 (110/35/6

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ), ГРУ-6 кВ.,

Рег. № 1261-02

Рег. № 831-53

Per. № 36697-17

Реак

2,5

5,7

II с.ш., яч.29

Фазы: А; С

Фазы: ABC

тивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Ивановская

ТПОЛ 10

3HOM-15-63

Актив

ТЭЦ-2 (110/35/6

1000/5

6000/V3/100/л/з

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1,3

3,3

23

кВ) Отпайка ТГ-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2S/0,5

3 на VII секцию

Рег. № 1261-59

Рег. № 1593-70

Per. № 36697-17

Реак

2,5

5,7

КРУСН-6 кВ

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

Ивановская

ТВЛМ-10 1500/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С

НАМИ-10-95

Актив

24

ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ) Отпайка ТГ -4 на VIII секцию КРУСН-6 кВ

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. №20186-00 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

УСВ-Г Per. № 61380-15

Сервер, совместимый с платфор

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6

ТВЛМ-10

1500/5

НТМИ-6-66

6000/100

СЭТ-4ТМ.03М

мой х86 или плат

Актив

ная

1,3

з,з

25

кВ) Отпайка ТГ -

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2S/0,5

формой

4 на IX секцию

Рег. № 1856-63

Рег. №2611-70

Per. № 36697-17

х64

Реак

2,5

5,7

КРУСН-6 кВ

Фазы: А; С

Фазы: ABC

тивная

ТПФ

100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 517-50 Фазы: А; С

НАМИ-10-95

Актив

26

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ) КРУСН-6 кВЯч.71

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. №20186-00

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

Фазы: ABC

27

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ) КРУСН-6 кВЯч.115

ТВЛМ-10 150/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. №20186-00

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

Фазы: ABC

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

28

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ОРУ- 110 кВ, ВЛ-110 кВ «ТЭЦ-2 - ПС Ивановская-15»

ТВ-110/50 600/5 Кл.т. 0,5 Рег. №3190-72 Фазы: А; В; С

НКФ-110

1 юооол/з/юол/з

Кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

УСВ-Г Per. № 61380-15

Сервер, совместимый с платформой х86 или платформой х64

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

29

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ОРУ- 110 кВ, ВЛ-110 кВ «Загородная»

ТВ-110/50 600/5 Кл.т. 0,5 Рег. №3190-72 Фазы: А; В; С

НКФ-110

1 юооол/з/юол/з

Кл.т. 0,5 Рег. № 26452-04 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

30

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЭРУ-35 кВ, I, II с.ш., ЯЧ.6, ввод В Л-3 5 кВ №3742

ТВ ДМ-3 5-1-600/5 600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 3642-73 Фазы: А; В; С

3HOM-35 35000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

31

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЭРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.8, ввод В Л-3 5 кВ №3743

ТВ ДМ-3 5-1-600/5 600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 3642-73 Фазы: А; В; С

3 НОМ-3 5 35000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

32

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЭРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.10, ввод ВЛ-35 кВ №3746

ТВ ДМ-3 5-1-600/5 600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 3642-73 Фазы: А; В; С

3HOM-35 35000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

33

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЭРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.12, ввод ВЛ-35 кВ №3741

ТВ ДМ-3 5-1-600/5 600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 3642-73 Фазы: А; В; С

3HOM-35 35000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

34

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЭРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.15, ввод КЛ-35 кВ №3705

TBT35-I

400/5 Кл.т. 0,5

3HOM-35

35000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Сервер,

Актив

ная

1,3

з,з

Рег. № 3634-89 Фазы: А; В; С

Рег. № 912-54 Фазы: А; В; С

Per. № 36697-17

УСВ-Г Per. № 61380-15

мый с платфор

Реак

тивная

2,5

5,7

35

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЭРУ-35 кВ, I, II С.Ш., ЯЧ.16, ввод ВЛ-35 кВ №3704

TBT35-I 400/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 3634-89 Фазы: А; В; С

3HOM-35 35000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

мой x86 или платформой х64

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

36

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЭРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.17, ввод КЛ-35 кВ №3706

TBT35-I 400/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 3634-89 Фазы: А; В; С

3HOM-35 35000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

37

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЭРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.18, ввод ВЛ-35 кВ №3703

TBT35-I 400/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 3634-89 Фазы: А; В; С

3HOM-35 35000/V3/100/л/з Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

38

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЭРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.19, ввод КЛ-35 кВ №3708

TBT35-I 400/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 3634-89 Фазы: А; В; С

3HOM-35 35000/V3/100/л/з Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

39

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЭРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.20, ввод КЛ-35 кВ №3709

TBT35-I 400/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 3634-89 Фазы: А; В; С

3HOM-35 35000/V3/100/л/з Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

УСВ-Г Per. №

Сервер, совместимый с платформой х86 или платформой х64

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

40

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ) КРУСН-6 кВЯч.147

ТЛМ-10 150/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. №20186-00 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

61380-15

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

41

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ) КРУСН-6 кВЯч.155

ТПЛМ-10 150/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. №2611-70 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. Q,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

42

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ) КРУСН-6 кВЯч.156

ТЛМ-10 150/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. №2611-70 Фазы: ABC

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

з,з

5,7

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

±5 с

Примечания:

1.    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2.    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3.    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; соБф = 0,8инд.

4.    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

42

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от 1ном

коэффициент мощности СОБф частота, Г ц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от 1ном

коэффициент мощности cosф частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от 0 до +40 от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

220000

2

100000

2

100000

1

Глубина хранения информации: для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

114

40

1

2

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТПШФ

3

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

6

Трансформаторы тока шинные

ТШЛ 20

3

Трансформаторы тока

ТШВ15

2

Трансформаторы тока

ТПОЛ 10

30

Трансформаторы тока

ТПОФ

6

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

6

Трансформаторы тока

ТПФ

2

Трансформаторы тока

ТВ-110/50

6

Трансформаторы тока

ТВДМ-3 5-1-600/5

12

Трансформаторы тока

ТВТ35-1

18

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

4

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2

Трансформаторы напряжения

НОМ-6

4

Трансформаторы напряжения

3HOM-15-63

12

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

3

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-10-95 УХЛ2

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

1

Трансформаторы напряжения

НКФ-110

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

42

У стройство синхронизации времени по сигналам ГНСС ГЛОНАСС/GPS

УСВ-Г

1

Сервер

Сервер, совместимый с платформой х86 или платформой х64

1

Формуляр

ЭНСТ.411711.293.1.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Ивановской ТЭЦ-2 филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс», 2-я очередь, аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Филиал «Владимирский» Публичного акционерного общества «Т Плюс» (Филиал «Владимирский» ПАО «Т Плюс»)

ИНН 6315376946

Адрес: 600016, г. Владимир, ул. Большая Нижегородская, д. 108

Юридический адрес: 143421, Московская область, Красногорский район, автодорога

«Балтия», территория 26 км бизнес-центр «Рига-Ленд», строение 3, оф. 506

Телефон: (4922) 32-47-85

Факс: (4922) 32-33-35

Web-сайт: www.tplusgroup.ru

E-mail: vla-kanc@tplusgroup.ru

Развернуть полное описание