Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ивановской ТЭЦ-2 филиала "Владимирский" ПАО "Т Плюс"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ивановской ТЭЦ-2 филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя совокупность аппаратных каналообразующих и программных средств, выполняющих синхронизацию времени, сбор информации с нижнего (первого) уровня, ее обработку и хранения. ИВК выполнен на базе БПО «КТС Энергия+».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.

Сервер ИВК с периодичностью один раз в 30 минут опрашивают счетчики ИИК и считывают 30-минутный профиль мощности и журналы событий счетчиков для каждого канала учета.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на соответствующий конвертер интерфейсов, далее по проводным каналам поступает на сервер ИВК, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление, и отображение по каждому из счетчиков электроэнергии ИИК.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчётных документов.

Передача информации от сервера ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» а так же в филиал АО «СО ЕЭС» Костромское РДУ, и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 с использованием электронно-цифровой подписи субъекта рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ построена на функционально объединенной совокупности программно-технических средств измерений и коррекции времени и состоит из устройства синхронизации времени по сигналам ГНСС ГЛОНАСС/GPS (далее - УСВ-Г), устройства сервисного УС-01М, сервера ИВК и счетчиков ИИК.

УСВ-Г предназначено для приема и преобразования эталонных сигналов времени, принимаемых от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, в сигналы проверки времени (далее - СПВ) которые поступают на устройство сервисное.

Устройство сервисное принимает СПВ от приемника меток времени УСВ-Г и по началу шестого СПВ производит синхронизацию корректора времени, встроенного в устройство сервисное. Корректор времени представляет собой таймер, ведущий часы, минуты, секунды, миллисекунды.

Сервер ИВК по интерфейсу RS-232 каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с корректора время и сравнивает это время со своим временем. При расхождении времени сервера ИВК и корректора более чем на 60 мс, сервер корректируют свое время по времени корректора. На сервере ИВК установлена программа «NTP-сервер», которая использует таймер сервера в качестве опорного источника.

Сличение времени ИВК со временем в счетчиках электрической энергии происходит с заданным интервалом времени но не реже одного раза в сутки и при расхождении времени более ±1 с, ИВК производит корректировку времени в счетчиках (с учетом задержек в каналах связи).

Журналы событий счетчиков и ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции.

Программное обеспечение

ПО реализовано по технологии «клиент-сервер». Серверная часть содержит программы приема и обработки данных, а также SQL-сервер и WEB-сервер. Серверная часть обеспечивает основные функции - прием, обработку, хранение и публикацию данных. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Ядро:

Энергия +

Идентификационное наименование модулей ПО:

Кегпе16.ехе

Цифровой идентификатор ПО

a6d2e835ae4190dd01355f1 e4a5f20ed

Номер версии (идентификационный номер) ПО

6.6.017

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Запись в базу данных:

Энергия +

Идентификационное наименование модулей ПО:

Writer.exe

Цифровой идентификатор ПО

2e34e1c4a3c414e4b03be47ec0c92c79

Номер версии (идентификационный номер) ПО

6.6.017

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Сервер устройств:

Энергия +

Идентификационное наименование модулей ПО:

lcServ.exe

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Цифровой идентификатор ПО

2912d52dbc1ff25eeac00500e45f5a30

Номер версии (идентификационный номер) ПО

6.6.017

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование измерительного канала

Состав измерительного канала

ТТ

ТН

Счётчик

УСВ-Г / сервер ИВК

1

2

3

4

5

6

1

ТГ-1

ТПШФ-20

4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 519-50

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

УСВ-Г Рег. № 61380-15/ NegoRack NR-407 (IMBA-H110)

2

ТГ-2

ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1423-60

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

3

ТГ-3

ТШЛ 20 8000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63

ЗНОМ-15-63 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

4

ТГ-4

ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1423-60

ЗНОМ-15-63 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

5

ТГ-5

ТШВ15 8000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 5718-76

ЗНОМ-15-63 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

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

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

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

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. № 1261-02

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

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

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

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

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

1

2

3

4

5

6

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

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

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

10

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

ТПОЛ 10 800/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-02

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

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

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. № 1261-02

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

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

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

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

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

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. № 1261-02

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

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

УСВ-Г Рег. № 61380-15/ NegoRack NR-407 (IMBA-H110)

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

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

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

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. № 1261-02

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

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

16

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., II с.ш., яч.20

ТПОЛ 10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-02

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

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

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

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

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

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. № 1261-02

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

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

1

2

3

4

5

6

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. № 1261-02

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

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

УСВ-Г Рег. № 61380-15/ NegoRack NR-407 (IMBA-H110)

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. № 1261-02

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

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

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

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

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

22

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ГРУ-6 кВ., II с.ш., яч.29

ТПОЛ 10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-02

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

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

23

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ) Отпайка ТГ-3 на VII секцию КРУСН-6 кВ

ТПОЛ 10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-02

ЗНОМ-15-63 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1593-70

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

24

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ) Отпайка ТГ-5 на VIII секцию КРУСН-6 кВ

ТВЛМ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

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

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

25

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ) Отпайка ТГ-5 на IX секцию КРУСН-6 кВ

ТВЛМ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

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

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

26

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

ТПФ

100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 517-50

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

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

27

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

ТВЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

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

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

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

НКФ-110

110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

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

НКФ-110

110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

УСВ-Г Рег. № 61380-15/ NegoRack NR-407 (IMBA-H110)

30

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЗРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.6, ввод ВЛ-35 кВ №3742

ТВДМ-35 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3642-73

ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-54

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

31

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЗРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.8, ввод ВЛ-35 кВ №3743

ТВДМ-35 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3642-73

ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-54

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

32

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

ТВДМ-35 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3642-73

ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-54

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

33

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

ТВДМ-35 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3642-73

ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-54

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

34

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

ТВДМ-35 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3642-73

ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-54

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

35

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЗРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.18, ввод ВЛ-35 кВ №3704

ТВДМ-35 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3642-73

ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-54

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

36

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

ТВДМ-35 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3642-73

ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-54

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

37

Ивановская ТЭЦ-2 (110/35/6 кВ), ЗРУ-35 кВ, I, II с.ш., яч.16, ввод ВЛ-35 кВ №3703

ТВДМ-35 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3642-73

ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-54

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

38

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

ТВДМ-35 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3642-73

ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-54

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

39

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

ТВДМ-35 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3642-73

ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-54

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

УСВ-Г Рег. № 61380-15/ NegoRack NR-407 (IMBA-H110)

40

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

ТЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

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

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

41

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

ТПЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68

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

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

42

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

ТЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

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

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

Примечания:

1    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.

2    Допускается замена УСВ-Г на аналогичные утвержденных типов.

3    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИ-ИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Вид электрической энергии

Г раницы основной погрешности, (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях,

(±5),%

1-42

Активная

Реактивная

1,2

2,0

2,9

4,7

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

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

3    Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 100 % от Ьюм для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 5 % от !ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +40 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

42

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от ^

от 100 до 120

- коэффициент мощности, cosj

0,9

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от ^

от 5 до 120

- коэффициент мощности cosj(sinj)

от 0,5 инд. до 0,8 емк

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 0 до +40

- температура окружающей среды для ТТ, °С

от -45 до +40

- температура окружающей среды для ТН, °С

от -45 до +40

- атмосферное давление, кПа

от 80 до 106,7

- относительная влажность, не более ,%

98

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, ч, не менее

220000

- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера ИВК:

- 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,

110

сут, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

10

для сервера ИВК:

- хранение результатов измерений и информации о состояниий

3,5

средств измерений, лет, не менее

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 с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера ИВК.

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер ИВК.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТПШФ-20

3

Трансформатор тока

ТПШЛ-10

6

Трансформатор тока

ТШЛ 20

3

Трансформатор тока

ТШВ15

2

Трансформатор тока

ТПОЛ 10

30

Трансформатор тока

ТПОФ

6

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

6

Трансформатор тока

ТПФ

2

Трансформатор тока

ТВ-110/50

6

Трансформатор тока

ТВДМ-35

30

Трансформатор тока

ТЛМ-10

4

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2

Трансформатор напряжения

НОМ-6

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

1

Трансформатор напряжения

НКФ-110

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

3

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-15-63

12

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

26

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

16

Комплекс технических средств

«Энергия+»

1

У стройство синхронизации времени

УСВ-Г

1

Сервер ИВК

NegoRack NR-407 (IMBA-H110)

1

Методика поверки

МП

1

Формуляр

АСВЭ 181.00.000 ФО

1

Руководство по эксплуатации

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 72524-18 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии Ивановской ТЭЦ-2 филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ивановский ЦСМ» 08.06.2018 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «03» апреля 2017 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    устройства синхрронизации времени по сигналам ГНСС ГЛОНАСС/GPS УСВ-Г - по документу НЕКМ.426489.037 МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени ГНСС ГЛОНАСС/GPS УСВ-Г. Методика поверки», утвержденному заместителем генерального директора - заместителем по научной работе ФГУП «ВНИИФТРИ» в апреле 2015 г.

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;

-    термогигрометр ИВА-6Н-Д (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46434-11);

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами «МИР РЧ-01»;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    прибор электроизмерительный эталонный многофункциональный Энергомонитор-3.1К (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 35427-07).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Ивановской ТЭЦ-2 филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ» 15.06.2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Ивановской ТЭЦ-2 филиала «Владимирский» ПАО «Т Плюс»

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

ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S

ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии

Развернуть полное описание