Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "ТГК Уруссинская ГРЭС"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1003 п. 21 от 25.06.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных Сикон С1 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-1.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

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, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-

ние отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 0,5 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК «ИКМ-Пирамида», с периодичностью 1 раз в 60 минут. Коррекция часов ИВК «ИКМ-Пирамида» проводится вне зависимости от величины расхождения часов ИВК «ИКМ-Пирамида» и времени приемника, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов ИВК «ИКМ-Пирамида» и времени приемника не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД, с периодичностью 1 раз в сутки. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины расхождения часов УСПД и времени приемника, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1,5 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС» используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».

_______Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО_____________________________

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТГК Уруссинская ГРЭС

1

Генератор №4

ТШЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 4000/5 Зав. № 1810; Зав. № 1847; Зав. № 1586

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 708

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111066164

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

2

Генератор №5

ТПШФА-6

Кл. т. 0,5 4000/5 Зав. № 13094; Зав. № 114141; Зав. № 110589

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7491

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0110060070

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

Генератор №7

ТШЛ-20-I

Кл. т. 0,5 6000/5 Зав. № 228; Зав. № 212; Зав. № 227

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2653

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111061196

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

4

Генератор №8

ТШЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 4000/5 Зав. № 320; Зав. № 1278; Зав. № 319

НТМИ-10

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 662309

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111067064

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

5

РТСН №20 Т-20

ТШЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 5765; Зав. № 5448; Зав. № 5764

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5388

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 06040103

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

6

4 ШР

ТПОФ

Кл. т. 0,5 750/5 Зав. № 40435; Зав. № 40359

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 708

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 06040116

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

7

5 ШР

ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 600/5

Зав. № 3612; Зав. № 3603; Зав. № 3611

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 7491

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 06040124

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

6 ШР

ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 600/5

Зав. № 3608; Зав. № 3610; Зав. № 3604

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9836

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 03063523

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

9

8 ШР

ТПОФ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 111736; Зав. № 11844

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2653

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 03063937

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

10

ВЛ 110 кВ Урус-су - Азнакаево-1

TG 145 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 02435; Зав. № 02434; Зав. № 02436

НКФ-110

Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

Зав. № 48216;

Зав. № 48102;

Зав. № 48237

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 07050442

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±2,9

11

ВЛ 110 кВ Урус-су - Азнакаево-2

TG 145 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 02429; Зав. № 02428; Зав. № 02430

НКФ-110

Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

Зав. № 66975;

Зав. № 55966;

Зав. № 55938

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 08040076

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±2,9

12

ВЛ 110 кВ Кара-кашлы - Уруссу

ТВГ-110

Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 5310; Зав. № 5311; Зав. № 5312

НКФ-110

Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

Зав. № 48216;

Зав. № 48102;

Зав. № 48237

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 08040099

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±2,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

13

ВЛ 110 кВ Урус-су - Александровка

ТВГ-110

Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 5314; Зав. № 5313; Зав. № 5309

НКФ-110

Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

Зав. № 66975;

Зав. № 55966;

Зав. № 55938

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 07050461

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±2,9

14

Ф1 ЗАО УХЗ ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 14198; Зав. № 14187; Зав. № 14190

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9232

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07050126

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

15

Ф5 пос. Северный ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 2822; Зав. № 2703; Зав. № 2397

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9232

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 03063748

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

16

Ф6 Жил.Пос №2 ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 2823; Зав. № 2820; Зав. № 2318

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9232

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 06052450

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

17

Ф7 ЗАО УХЗ ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 3984; Зав. № 4023; Зав. № 4072

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9232

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07050091

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

18

Ф8 Жил.Пос. №1 ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 2316; Зав. № 2698; Зав. № 2704

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9232

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07050147

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

19

Ф9 000 Бетон+

ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5 75/5 Зав. № 5508; Зав. № 5504; Зав. № 5507

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9232

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07050026

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

20

Ф10 Резерв Водозабор ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 14277; Зав. № 14279; Зав. № 14293

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9232

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 06052247

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

21

Ф13 Электросоединитель ЦРП 6 кВ

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 3986; Зав. № 3774

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9232

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07050062

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

22

Ф20 Электросоединитель ЦРП 6 кВ

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 1960; Зав. № 2789

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9095

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07050068

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

23

Ф22 ДОК, Баш-нефтехснаб ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 150/5

Зав. № 2821; Зав. № 2819; Зав. № 2699

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9095

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 06052371

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

24

Ф23 Водоканал ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 75/5

Зав. № 5569; Зав. № 5506; Зав. № 5930

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9095

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07050146

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

25

Ф24 Водозабор ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 4108; Зав. № 1029; Зав. № 4111

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9095

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 06052275

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

26

Ф26 Апсалямов-ский к-т ЦРП 6 кВ

ТПФ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 62667; Зав. № 62670

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9095

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07050111

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

27

Ф30 ЗАО УХЗ

ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 200/5

Зав. № 1703; Зав. № 1564; Зав. № 1634

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9095

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 03063923

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

28

Ф32 Очистные сооружения ЦРП 6 кВ

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 13371; Зав. № 13372; Зав. № 13425

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9095

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07050020

Сикон С1 Зав. № 1435

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

29

ВЛ 110 кВ Урус-су - Туймазы 1

TG 145 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 02346; Зав. № 02345; Зав. № 02344

НКФ-110

Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

Зав. № 48216;

Зав. № 48102;

Зав. № 48237

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 07050564

Сикон С1 Зав. № 1505

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±2,9

30

ВЛ 110 кВ Урус-су - Туймазы 2

TG 145 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 02348; Зав. № 02349; Зав. № 02347

НКФ-110

Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

Зав. № 66975;

Зав. № 55966;

Зав. № 55938

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 07050604

Сикон С1 Зав. № 1505

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±2,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

31

ВЛ 110 кВ Урус-су - Туймазы 3

TG 145 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 02340; Зав. № 02339; Зав. № 02338

НКФ-110

Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

Зав. № 48216;

Зав. № 48102;

Зав. № 48237

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122062

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,7

32

ВЛ 110 кВ Урус-су - Туймазы 4

TG 145 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 02342; Зав. № 02341; Зав. № 02343

НКФ-110

Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

Зав. № 66975;

Зав. № 55966;

Зав. № 55938

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122041

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,7

33

ОВ 110 кВ Ур-ГРЭС

TG 145 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 02432; Зав. № 02431; Зав. № 02433

НКФ-110

Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

Зав. № 367;

Зав. № 385;

Зав. № 624

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 08040049

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±2,9

34

ВЛ-35 кВ Урус-су - К.Буляк 1

AOF-35

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 567935; Зав. № 660408

НОМ-35

Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 559918; Зав. № 829852

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 05040128

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

35

ВЛ-35 кВ Урус-су - К.Буляк 2

AOF-35

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 657934; Зав. № 660480

НОМ-35

Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 466857; Зав. № 555958

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 08040085

Сикон С1 Зав. № 1244

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C;

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.О2.2 от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

- для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД Сикон С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, сред

нее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТШЛ-10 У3

11077-89

3

Трансформатор тока

ТПШФА-6

519-50

1

Трансформатор тока

ТШЛ-20-I

21255-03

1

Трансформатор тока

ТПОФ

518-50

2

Трансформатор тока

ТПОЛ-10 У3

51178-12

14

Трансформатор тока

TG 145

15651-96

7

Трансформатор тока

ТВГ-110

22440-02

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

2

Трансформатор тока

ТПФ-10

814-00

1

Трансформатор тока

AOF-35

15854-96

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

380-49

7

Трансформатор напряжения

НТМИ-10

831-53

1

Трансформатор напряжения

НКФ-110

922-54

9

Трансформатор напряжения

НОМ-35

187-49

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02.2

20175-01

29

Устройство сбора и передачи данных

Сикон С1

15236-03

3

Программное обеспечение

«Пирамида 2000»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 57739-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

• трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

• трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

• по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

• по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

• УСПД Сикон С1 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание