Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-2" АО "ДГК"
- АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:93262-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери
- информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ARIS MT200 (далее - УСПД), устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН , хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ включает в себя УСВ, входящее в состав УСПД, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД.
Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 1261.17) в цифровом формате указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД в составе уровня ИВК.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ТЕЛЕСКОП+ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll | f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешнос ть, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | Комсомольская ТЭЦ-2, ТГ №5 6,3 кВ | ТЛП-10-1 Кл. т. 0,5S Ктт 4000/5 Рег. № 30709-11 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 2 | Комсомольская ТЭЦ-2, ТГ №6 6,3 кВ | ТШВ15 Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5719-03 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,3 ±6,0 | |
| 3 | Комсомольская ТЭЦ-2, ТГ №7 6,3 кВ | ТШЛ-20-1 Кл. т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,4 ±6,0 | |
| 4 | Комсомольская ТЭЦ-2, ТГ №8 6,3 кВ | ТШЛ-20-1 Кл. т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,4 ±10,4 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | Комсомольская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч. №3, ВЛ-110кВ КТЭЦ-2 - КТЭЦ-1 №1 С-83 | ТВ-110-1-2 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±4,0 ±6,8 |
| 6 | Комсомольская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч. №2, ВЛ-110кВ КТЭЦ-2 - КТЭЦ-1 №2 С-84 | ТВ-110-1-2 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±4,0 ±6,8 | |
| 7 | Комсомольская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч. №12, ВЛ-110кВ КТЭЦ-2 - ПС "Т" С-85 | ТВ-110-1-2 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±4,0 ±10,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 8 | Комсомольская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч. №13, ВЛ-110кВ КТЭЦ-2 - ПС: Парус - Т С-86 | ТВ-110-1-2 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±4,0 ±10,9 |
| 9 | Комсомольская ТЭЦ-2, ЗРУ-110кВ, яч. №8, ОВ-110 кВ | ТБМО-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 23256-11 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±0,8 ±1,5 | ±3,3 ±10,3 | |
| 10 | Комсомольская ТЭЦ-2, РУ-35кВ, ВЛ-35кВ КТЭЦ-2 - ПС Багерная - ЭТЗ Т-160 | ТВ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 46101-10 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 | |
| 11 | Комсомольская ТЭЦ-2, РУ-35кВ, ВЛ-35кВ КТЭЦ-2 - ПС "ТН" Т-167 | ТВ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 46101-10 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№1, Фидер №1 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 13 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№5, КЛ-6 кВ Фидер №5 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 | |
| 14 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№6, Фидер №6 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 15 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№7, КЛ-6 кВ Фидер №7 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 16 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№11, КЛ-6 кВ Фидер №11 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 | |
| 17 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№13, КЛ-6 кВ Фидер №13 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 18 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№15, Фидер №15 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 19 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ, 1 секция-6 кВ, яч.№17, Фидер №17 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 | |
| 20 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ , 2 секция-6 кВ, яч№27, Фидер №27 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 21 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ , 2 секция-6 кВ, яч.№29, Фидер №29 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 22 | Комсомольская ТЭЦ-2 , ГРУ-6кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№31, Фидер №31 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 | |
| 23 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ , 2 секция-6 кВ, яч№35, Фидер №35 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 24 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№37, КЛ-6 кВ Фидер №37 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±2,8 ±5,3 |
| 25 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ , 2 секция-6 кВ, яч.№41, Фидер №41 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 | |
| 26 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч№43, КЛ-6 кВ Фидер №43 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 27 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№45, КЛ-6 кВ Фидер №45 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 28 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№47, КЛ-6 кВ Фидер №47 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±2,8 ±5,3 | |
| 29 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6кВ , 2 секция-6 кВ, яч№49, Фидер №49 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 30 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№51, КЛ-6 кВ Фидер №51 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 |
| 31 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.№53, КЛ-6 кВ Фидер №53 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±2,8 ±5,3 | |
| 32 | Комсомольская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч№57, КЛ-6 кВ Фидер №57 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±10,9 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8инд, 1=0,02(0,05)^ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +60 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденного типа. 7. Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 32 |
| Нормальные условия: - параметры сети: - напряжение, % от ином | 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos ф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: - параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cos ф | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электроэнергии, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - для счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 | 90000 |
| - для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-08) | 140000 |
| - для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-17) | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 88000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: Счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 113 |
| - при отключении питания, год, не менее | 40 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, год, не менее | 5 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания;
- журнал сервера БД:
- изменения значений результатов измерений;
- изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;
- параметрирования;
- факт и величина коррекции времени;
- пропадания питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровня ИВКЭ журналы событий ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспорта-формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТВ-110-1-2 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВ-35 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10-1 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТШВ15 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-20-1 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 42 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95УХЛ2 | 7 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03.01 | 23 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 6 |
| Контроллер многофункциональный | ARIS MT200 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «ТЕЛЕСКОП+» | 1 |
| Паспорт-формуляр | РЭСС.411711.АИИС.1261.17 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» АО «ДГК», аттестованном ООО «МЦМО», г. Владимир, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 01.00324-2011.
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».