Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Владимирская ТЭЦ-2 (ПГУ; ТЭЦ) филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс» (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) «Пирамида 2.0», 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 преобразуются 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительного канала (ИК) № 24 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем, далее по каналам связи стандарта GSM посредством технологии CSD (основной канал) поступает на сервер.
Для остальных ИК цифровой сигнал с цифровых выходов счетчиков по проводным линиям связи через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet и далее с помощью оптического канала передачи данных поступает на сервер. Далее на сервере 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.
Далее данные от сервера поступают по каналу связи сети Ethernet на АРМ Владимирской ТЭЦ-2 и по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов установленного формата на АРМ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс».
Передача информации от АРМ Владимирской ТЭЦ-2 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 УCВ. 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 УCВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УCВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении на ±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 указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Владимирская ТЭЦ-2 (ПГУ; ТЭЦ) филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2.0» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| ПО «Пирамида 2.0» |
| Идентификационное наименование ПО | BinaryPackControls.dll CheckDatalntegrity. dll ComIECFunctions.dll ComModbusFunctions.dll ComStdFunctions.dll DateTimeProcessing.dll SafeValuesDataUpdate.dll SimpleVerifyDataStatuses.dll SummaryCheckCRC. dll ValuesDataProcessing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5 C7 BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 D1C26A2F55 C7FECFF5CAF8B1C056FA4D B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
| 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 электри ческой энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | Владимирская ТЭЦ-2, КВЛ 220 кВ Владимирская ТЭЦ-2 - Заря | ТФЗМ 245 Кл.т. 0,2S 1000/1 Рег. № 49585-12 Фазы: А; В; С | UDP 245 Кл.т. 0,2 220000/V3/100/V3 Рег. № 48448-11 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL360 | Актив ная Реактив ная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 2 | Владимирская ТЭЦ-2, КВЛ 220 кВ Владимирская ТЭЦ-2 - Районная (новая) с отпайкой на ПС Районная | ТФЗМ 245 Кл.т. 0,2S 1000/1 Рег. № 49585-12 Фазы: А; В; С | UDP 245 Кл.т. 0,2 220000/V3/100/V3 Рег. № 48448-11 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реактив ная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 3 | Владимирская ТЭЦ-2, ОРУ-110кВ блока ПГУ, ВЛ 110 кВ Владимирская ТЭЦ-2 -Химзаводская I цепь | ТФЗМ Кл.т. 0,2S 600/1 Рег. № 49584-12 Фазы: А; В; С | НКФА Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 49583-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реактив ная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | Владимирская | JKQ Кл.т. 0,2S | TJC 6-G Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| 4 | ТЭЦ-2, ПГУ ТГ7 (ГТ) | 10000/1 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | 15750/V3/100/V3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | | | Реактив ная | 1, 1 | 2, 5 |
| 5 | Владимирская ТЭЦ-2, ПГУ ТГ1 (ПТ) | JKQ Кл.т. 0,2S 6000/1 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | TJC 6-G Кл.т. 0,2 10500/V3/100/V3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | | Актив ная Реактив ная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| | | ТШЛ 20 | ЗНОМ-15-63 | | | | Актив- | | |
| 6 | Владимирская ТЭЦ-2, ТГ3 | Кл.т. 0,5 8000/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| | | Рег. № 1837-63 | Рег. № 1593-70 | Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL360 | Реактив- | 2,3 | 4,7 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | ная | | |
| | | ТШЛ 20 | ЗНОМ-15-63 | | Актив- | | |
| 7 | Владимирская ТЭЦ-2, ТГ4 | Кл.т. 0,5 8000/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | ная | 1,1 | 3,0 |
| | | Рег. № 1837-63 | Рег. № 1593-70 | Рег. № 36697-17 | | | Реактив- | 2,3 | 4,7 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| | | ТШ20 | ЗНОЛ.06 | | | | Актив- | | |
| 8 | Владимирская ТЭЦ-2, ТГ5 | Кл.т. 0,2 8000/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 0,9 | 1,6 |
| | | Рег. № 8771-82 | Рег. № 3344-72 | Рег. № 36697-17 | | | Реактив- | 1, 6 | 2, 6 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| | | ТШ20 | ЗНОЛ.06 | | | | Актив- | | |
| 9 | Владимирская ТЭЦ-2, ТГ6 | Кл.т. 0,2 8000/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 0,9 | 1,6 |
| | | Рег. № 8771-82 | Рег. № 3344-72 | Рег. № 36697-17 | | | Реактив- | 1, 6 | 2, 6 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТПОЛ-10 | НОМ-6-77 | | | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ Рпень, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 10 | ЗРУ-6 кВ, 1СШ, | 600/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | |
| | яч.8, КЛ-6 кВ | Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | Рег. № 17158-98 Фазы: А-B; B-С | Рег. № 27524-04 | | | Реактив ная | 2, 3 | 4, 6 |
| | | ТПЛ-10 | НОМ-6-77 | | | | Актив- | | |
| 11 | ПС 110 кВ Рпень, ЗРУ-6 кВ, 1СШ, | Кл.т. 0,5 300/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| | яч.15, КЛ-6 кВ | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 17158-98 Фазы: А-B; B-С | Рег. № 27524-04 | | | Реактив ная | 2,3 | 4,6 |
| | | | НОМ-6 | | | | | | |
| | | | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | | | | | | |
| | | ТВЛМ-10 | Рег. № 159-49 | | | | Актив- | | |
| | ПС 110 кВ Рпень, | Кл.т. 0,5 | Фазы: А-B | СЭТ-4ТМ.03 | УСВ-3 | HP Pro | ная | 1,1 | 3,0 |
| 12 | ЗРУ-6 кВ, 2СШ, | 400/5 | | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № | Liant | | | |
| | яч.25, КЛ-6 кВ | Рег. № 1856-63 Фазы: А; С | НОМ-6-77 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 17158-98 Фазы: B-С | Рег. № 27524-04 | 64242-16 | DL360 | Реактив ная | 2,3 | 4,6 |
| | Владимирская | ТОЛ | НОМ-6 | | | | Актив- | | |
| 13 | ТЭЦ-2, секция 6кВ резервного | Кл.т. 0,5S 1500/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| | питания ПКРУ, | Рег. № 47959-16 | Рег. № 159-49 | Рег. № 36697-12 | | | Реактив- | 2,3 | 4,7 |
| | яч.11 | Фазы: А; С | Фазы: А-B; B-С | | | | ная | | |
| 14 | Владимирская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ 2 очереди, МВ 110кВ 3Т | ТФМ-110-II Кл.т. 0,5S 800/5 Рег. № 53622-13 | НКФ 110-57 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 82621-21 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | | Актив ная Реактив- | 1,1 2, 3 | 3,0 4, 7 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | Владимирская | ТФМ-110 | НКФ 110-57 | | | | Актив- | | |
| | ТЭЦ-2, ОРУ-110 | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 15 | кВ 2 очереди, ВГ | 1000/5 | 110000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | 110 кВ 30Т к бл. | Рег. № 16023-97 | Рег. № 82621-21 | Рег. № 36697-17 | | | Реактив- | 2, 3 | 4, 7 |
| | 3 | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| 16 | Владимирская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ 2 очереди, ВГ 110кВ 4Т | ТФМ-110-II Кл.т. 0,5S 800/5 Рег. № 53622-13 | НКФ 110-57 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 82621-21 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | | Актив ная Реактив- | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| | Владимирская | ТФМ-110 | НКФ 110-57 | | | | Актив- | | |
| | ТЭЦ-2, ОРУ-110 | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 17 | кВ 2 очереди, ВГ | 1000/5 | 110000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | 110 кВ 30Т к бл. | Рег. № 16023-97 | Рег. № 82621-21 | Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL360 | Реактив- | 2,3 | 4,7 |
| | 4 | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | ная | | |
| 18 | Владимирская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ 3 очереди, МВ 110кВ 5Т | ТФЗМ-110Б-ГУ Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 26422-06 | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Актив ная Реактив- | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| | Владимирская | ТФЗМ-110Б-ГУ | НКФ110-83У1 | | | | Актив- | | |
| | ТЭЦ-2, ОРУ-110 | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 19 | кВ 3 очереди, | 1000/5 | 110000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | |
| | МВ 110 кВ 70Т к | Рег. № 26422-06 | Рег. № 1188-84 | Рег. № 36697-17 | | | Реактив- | 2, 3 | 4, 7 |
| | бл. 5 | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| 20 | Владимирская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ 3 очереди, МВ 110кВ 6Т | ТФМ-110 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 16023-97 | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | | Актив ная Реактив- | 1,1 2, 3 | 3,0 4, 7 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 21 | Владимирская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ 3 очереди, МВ 110 кВ 70Т к бл. 6 | ТФМ-110 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL360 | Актив ная Реактив ная | 1,1 2, 3 | 3,0 4, 7 |
| 22 | Владимирская ТЭЦ-2, КРУСН 6 кВ, 10 секция 6кВ, яч. 12 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,0 2,0 | 2,9 4,6 |
| 23 | Владимирская ТЭЦ-2, КРУСН 6 кВ, 11 секция 6кВ, яч. 46 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 24 | РУ-0,4 кВ ООО Энергостройсер-вис, ввод 0,4 кВ | ТОП М-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 59924-15 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.02М.10 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реактив ная | 0,9 1,9 | 2,9 4,6 |
| 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 ИК №№ 6-12, 22, 23 для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % 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 | 24 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от №ом ток, % от !ном для ИК №№ 6-12, 22, 23 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 от 1 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК №№ 6-12, 22, 23 для остальных ИК 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 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +45 от +5 до +35 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 220000 2 165000 2 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-08) и СЭТ-4ТМ.02М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| 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.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 245 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ | 3 |
| Трансформаторы тока | JKQ | 6 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШЛ 20 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТТТТ20 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛ | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФМ-110-II | 6 |
| Трансформаторы тока | ТФМ-110 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-ГУ | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОП М-0,66 У3 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | UDP 245 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФА | 3 |
| Трансформаторы напряжения | TJC 6-G | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6-77 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ 110-57 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 20 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02М | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 3 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL360 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.263.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Владимирская ТЭЦ-2 (ПГУ; ТЭЦ) филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Владимирская ТЭЦ-2 (ПГУ; ТЭЦ) филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
83794-21: Методика поверкиСкачать10.2 Мб