Назначение
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии филиала ОАО «ОГК-3» «Гусиноозерская ГРЭС» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, поставляемой на оптовый рынок электрической энергии и потребляемой на собственные нужды станции, средней активной и реактивной мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки ИВКЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-325 (модификация RTU-325-E1-512-M4-B4), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер типа ML350, с установленным программным обеспечением (ПО) «Альфа-Центр», коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485, GSM-модемы Siemens TC-35i), устройство синхронизации частоты и времени Метроном (версия 300) (далее-УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМы).
Информационные каналы построены следующим образом. ИИК обьединяются в сети интерфейс RS-485. Каждая сеть интерфейса RS-485 подключается к сети Ethernet посредством мультиплексора МОХА DЕ-334 и сетевого коммутатора 065-7210SCi SignaMax или посредством УСПД RTU-325 и сетевого коммутатора 065-7210SCi SignaMax. Сетевые коммутаторы установлены на БВС, ПРП, ЩТВ-2 и ЩТВ-5 «Гусиноозерской ГРЭС». ИВКЭ, ИВК объединены сетью IEEE 802.3 (ВОлС).
Связь АИИС КУЭ с внешними системами осуществляется посредством телефонной линии связи с использованием модема Zyxel ^336Е или посредством канала связи по сети GSM с использованием сотового терминала Siemens TC-35i.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№1-3,5,6) при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация поступает на ИВК, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№15-24,27-30,37-42,45-54) при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и выполняется дальнейшая обработка измерительной информации.
Результаты измерений автоматически передаются по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам в ОАО «АТС» и ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации частоты и времени Метроном (версия 300), непрерывно синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ, ИВК) внутренними таймерами устройств, входящих в систему.
ИВК непрерывно сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ и не зависимо от величины расхождения» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ. Сравнение шкалы времени счетчиков (ИК№15-24,27-30,37-42,45-54) со шкалой времени ИВК осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК равного ±1 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика. Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени ИВК осуществляется каждые 30 минут и при расхождения шкалы времени УСПД от шкалы времени ИВК равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени УСПД. Сравнение шкалы времени счетчиков (ИК№1-3,5,6) со шкалой времени УСПД осуществляется каждые 30 минут и при расхождении шкалы времени счетчиков от шкалы времени УСПД равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчиков.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Альфа! ЦЕНТР» (версия 12.05.01.01). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| Наименование ПО | Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) приведен в таблице 2. Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ_
| S р <и ем о К | | Состав измерительного канала |
| Наименование ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Турбогенератор ст. № 1 | ТВ-ЭК 20М2С КТ 0,2S 10000/5 Рег.№ 74600-19 | ЗНОЛ-ЭК-15 КТ 0,2 15750/V3 100/V3 Рег.№ 47583-11 | A1R-4-OL-C25-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 | RTU-325-E1-512-M4-B4, рег. № 37288-08 | Устройство синхронизации частоты и времени Метроном (версия 300), рег№,74018-19, МL 350 |
| 2 | Турбогенератор ст. №2 | ТШЛ- 20Б-1 КТ 0,5 10000/5 Рег.№ 4016-74 | ЗНОМ-15-63 КТ 0,5 15750/100 Рег.№ 1593-05 | A1R-4-OL-C25-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 3 | Турбогенератор ст. № 3 | ТШЛ-20-1-УХЛ2 КТ 0,2S 10000/5 Рег.№ 47957-11 | ЗНОЛ.06-15 УЗ 15750/100 КТ 0,2 Рег.№ 46738-11 | A1R-4-OL-C25-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 5 | Турбогенератор ст. № 5 | ТШЛ-СВЭЛ-20-2.1 УХЛ2 10000/5 КТ 0,2S Рег.№67629-17 | ЗНОЛ-ЭК-15 15750/V3 100/V3 КТ 0,2 Рег.№ 47583-11 | A1R-4-OL-C25-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 6 | Турбогенератор ст. № 6 | ТШЛ-20Б-1 КТ 0,5 10000/5 Рег.№ 4016-74 | ЗНОМ-15-63 КТ 0,5 15750/100 Рег.№ 1593-05 | A1R-4-OL-C25-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 15 | ВЛ-220 кВ МГ-251 (ГО ГРЭС-ПС Мысовая) | ТВ-СВЭЛ-220-У02 КТ 0,2S 1000/1 Рег.№ 67627-17 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/100 КТ 0,2 Рег.№ 20344-05 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 | | Устройство синхронизации частоты и времени Метроном (версия 300), рег.№,74018-19, МL |
| 16 | ВЛ-220 кВ МГ-252 (ГО ГРЭС-ПС Мысовая) | ТВ-220/25 КТ 0,5 1000/1 Рег.№ 3191-72 | НКФ-220-58У1 КТ 0,5 220000/100 Рег.№ 14626-95 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 | |
| 17 | ВЛ-220 кВ ГС-255 (ГО ГРЭС-ПС Селендума) | ТГФМ-220П* 1000/1 КТ 0,2S Рег.№ 36671-08 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/100 КТ 0,2 Рег.№ 20344-05 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 | 1 |
| 18 | ВЛ-220 кВ ГС-256 (ГО ГРЭС-ПС Селендума) | ТГФМ-220П* 1000/1 КТ 0,2S Рег.№ 36671-08 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/100 КТ 0,2 Рег.№ 20344-05 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 19 | ВЛ-220 кВ ГМШ-260 (ГО ГРЭС-ПС Мухоршибирь) | ТГФМ-220П* 1000/1 КТ 0,2S Рег.№ 36671-08 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/100 КТ 0,2 Рег.№ 20344-05 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 | - | Устройство синхронизации частоты и времени Метроном (версия 300), рег№74018-19, МЬ 350 |
| 20 | ВЛ-220 кВ РГ-295 (ГО ГРЭС-ПС Районная) | ТВ-СВЭЛ-220-V 02 1000/1 КТ 0,2S Рег.№ 67627-17 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/100 КТ 0,2 Рег.№ 20344-05 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 21 | ВЛ-220 кВ Г-296 (ГО ГРЭС-ПС Районная) | ТВ-СВЭЛ-220-V 02 1000/1 КТ 0,2S Рег.№ 67627-17 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/100 КТ 0,2 Рег.№ 20344-05 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 22 | ВЛ 500 КГ-582 (ГО ГРЭС -ПС Ключи | ТВ-СВЭЛ-220-V 02 2000/1 КТ 0,2S Рег.№ 67627-17 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/100 КТ 0,2 Рег.№ 20344-05 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 23 | ОРУ ГО ГРЭС ОВ-220А | ТГФМ-220П* 1000/1 КТ 0,2S Рег.№ 36671-08 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/100 КТ 0,2 Рег.№ 20344-05 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 24 | ОРУ ГО ГРЭС ОВ-220Б | ТФЗМ-220Б-IV КТ 0,5 2000/1 Рег.№ 6540-78 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/100 КТ 0,2 Рег.№ 20344-05 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 27 | ВЛ-110 кВ ГГ-151 (ГО ГРЭС-ПС Г усиноозерская | ТВ-110/50 КТ 0,5 1000/1 Рег.№ 3190-72 | НКФ-110-57У1 КТ 0,5 110000/100 Рег.№ 1188-84 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 28 | ВЛ-110 кВ ГГ-152 (ГО ГРЭС-ПС Гусиноозерская) | ТВ-110/50 КТ 0,5 1000/1 Рег.№ 3190-72 | НАМИ-110УХЛ1 КТ 0,5 110000/100 Рег.№ 24218-08 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 29 | ВЛ-110 кВ ГС-106 (ГО ГРЭС-ПС Селендума) | ТВ-110/50 КТ 0,5 1000/1 Рег.№ 3190-72 | НАМИ- 110УХЛ1 КТ 0,5 110000/100 Рег.№ 24218-08 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 30 | ОРУ ГО ГРЭС ОВ-110 кВ | ТГФМ-110 II* 1000/1 КТ 0,2S Рег.№ 36672-08 | НКФ-110-57У1 КТ 0,5 110000/100 Рег.№ 1188-84 | A1R-4-AL-C29-T+ КТ 0,2S/0,2 Рег.№ 14555-02 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 37 | Трансформатор собственных нужд 21 Т-А | ТПШЛ-10 КТ 0,5 2000/5 Рег.№ 1423-60 | ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 23544-07 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 | 1 | Устройство синхронизации частоты и времени Метроном (версия 300), рег№74018-19, МЬ 350 |
| 38 | Трансформатор собственных нужд 21 Т-Б | ТПШЛ-10 КТ 0,5 2000/5 Рег.№ 1423-60 | НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 |
| 39 | Трансформатор собственных нужд 22 Т-А | ТЛМ-10 КТ 0,5 1500/5 Рег.№ 2473-69 | ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 23544-07 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 |
| 40 | Трансформатор собственных нужд 22 Т-Б | ТЛМ-10 КТ 0,5 1500/5 Рег.№ 2473-69 | ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 23544-07 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 |
| 41 | Трансформатор собственных нужд 23 Т-А | ТЛМ-10 КТ 0,5 1500/5 Рег.№ 2473-69 | ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 23544-07 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 |
| 42 | Трансформатор собственных нужд 23 Т-Б | ТЛМ-10 КТ 0,5 1500/5 Рег.№ 2473-69 | ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 23544-07 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 |
| 45 | Трансформатор собственных нужд 25 Т-А | ТЛШ-10УЗ КТ 0,5 2000/5 Рег.№ 6811-78 | НОЛ-0,8-6УТ2 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 3345-72 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 |
| 46 | Трансформатор собственных нужд 25 Т-Б | ТЛШ-10УЗ КТ 0,5 2000/5 Рег.№ 6811-78 | НОЛ-0,8-6УТ2 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 3345-72 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 |
| 47 | Трансформатор собственных нужд 26 Т-А | ТЛМ-10 КТ 0,5 1500/5 Рег.№ 2473-69 | НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№14555-02 |
| 48 | Трансформатор собственных нужд 26 Т-Б | ТЛМ-10 КТ 0,5 1500/5 Рег.№ 2473-69 | НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 |
| 49 | Трансформатор собственных нужд 1ТР-А | ТПШЛ-10 КТ 0,5 2000/5 Рег.№ 1423-60 | НОМ-6У КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 159-49 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№14555-02 |
| 50 | Трансформатор собственных нужд 1ТР-Б | ТПШЛ-10 КТ 0,5 2000/5 Рег.№ 1423-60 | НОМ-6У КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 159-49 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 51 | Трансформатор собственных нужд 2ТР-А | ТПШЛ-10 КТ 0,5 2000/5 Рег.№ 1423-60 | НОМ-6У КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 159-49 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 | | Устройство синхронизации частоты и времени Метроном (версия 300), рег№74018-19, МЪ 350 |
| 52 | Трансформатор собственных нужд 2ТР-Б | ТПШЛ-10 КТ 0,5 2000/5 Рег.№ 1423-60 | НОМ-6У КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 159-49 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 | |
| 53 | Трансформатор собственных нужд 3ТР-А | ТЛШ-10УЗ КТ 0,5 2000/5 Рег.№ 6811-78 | НОЛ.08-6УТ2 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 3345-72 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 | 1 |
| 54 | Трансформатор собственных нужд 3ТР-Б | ТЛШ-10УЗ КТ 0,5 2000/5 Рег.№ 6811-78 | НОЛ.08-6УТ2 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 3345-72 | A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/0,5 Рег.№ 14555-02 | |
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, УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС 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 | Границы основной погрешности, (±) 5, % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±) 5, % |
| 2,6,16,27-29 | Активная | 1,3 | 3,0 |
| Реактивная | 1,8 | 4,3 |
| 37-42,45-54 | Активная | 1,8 | 3,4 |
| Реактивная | 1,9 | 4,6 |
| 1,3,5,15,17-23 | Активная | 0,6 | 1,3 |
| Реактивная | 0,8 | 1,8 |
| 24 | Активная | 1,0 | 2,8 |
| Реактивная | 1,5 | 4,3 |
| 30 | Активная | 0,9 | 1,5 |
| Реактивная | 1,2 | 2,0 |
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC
(SU) (±) с_
Продолжение таблицы 3_
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 cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +35°С._
Таблица 4- Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 35 |
| Нормальные условия параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,8 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - частота, Гц | 50 |
| Условия эксплуатации параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности СОБф (БШф) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды для счетчиков Альфа, °С | от -40 до +55 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 35 |
| - температура окружающей среды для УСПД RTU-325-E1- | |
| 512-M4-B4, °С | от -10 до + 55 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| - относительная влажность, %, не более | 98 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120 000 |
| УСПД RTU-325-E1-512-M4-B4: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 20000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Глубина хранения информации Счетчики: | |
| - при отключенном питании, лет, не менее | 30 |
| УСпД RTU-325-E1-512-M4-B4: | |
| - при отключенном питании, лет, не менее | 5 |
| Сервер БД: - 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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ. Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| | ТШЛ-20-1-УХЛ2 | 3 |
| | ТШЛ-20Б-1 | 6 |
| | ТВ-ЭК20М2С | 3 |
| | ТВ-220/25 | 3 |
| | ТГФМ-22011* | 12 |
| | ТГФМ-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 220Б-ГУ | 3 |
| | ТВ-110/50 | 9 |
| | ТЛМ-10 | 12 |
| | ТПШЛ-10 | 12 |
| | ТШЛ-СВЭЛ-20-2.1 УХЛ2 | 3 |
| | ТВ-СВЭЛ-220-V 02 | 12 |
| | ТЛШ-10 УЗ | 8 |
| | НОЛ.08-6УТ2 | 8 |
| | НОМ-6У | 8 |
| | НТМИ-6-66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57-У1 | 3 |
| | НКФ-220-58У1 | 3 |
| | ЗНОМ-15-63 | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58У1 | 3 |
| ЗНОМ-15-63 | 6 |
| ЗНОЛ-ЭК-15 | 6 |
| ЗНОЛ.06-15 УЗ | 3 |
| НАМИ- 110УХЛ1 | 3 |
| НАМИ-220УХЛ1 | 9 |
| ЗНОЛП-6У2 | 15 |
| Счетчик электрической энергии | A2R-3-OL-C25-T+ | 16 |
| A1R-4-AL-C29-T+ | 14 |
| A1R-4-ОL-C25-T+ | 5 |
| Устройство сбора и передачи данных (УСПД) | RTU-325-E1-512-M4-B4 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | Устройство синхронизации частоты и времени Метроном (версия 300) | 1 |
| Сервер | МЬ 350 | 1 |
| Документация |
| Методика поверки | МП 26.51/49/20 | 1 |
| Формуляр | ФО 26.51/49/20 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51/49/20. Государственная система обеспечения единства измерений. «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии филиала ОАО «ОГК-3» «Гусиноозерская ГРЭС». Методика поверки, утвержденная ООО «Энерготестконтроль» 16.10.2020 г
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 37288-08 по документу - «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L». Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 г.;
- счетчик электроэнергии многофункциональный типа Альфа, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 14555-02 по документу- «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки, согласованному ВНИИМ им. Д.И. Менделеева, с помощью установок МК 6800, МК 6801или другого аналогичного оборудования с классом точности не хуже 0,05 в 2002 г. ;
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном (версия 300) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 74018-19 по документу
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11) по документу - «Радиочасы МИР РЧ-02. Руководство по эксплуатации». М09.117.00. 000РЭ. Раздел 8. Поверка, утвержденному ООО «НПО «МИР»;
- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Ресурс-ОТ2-ПТ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 29470-05) по документу - «Измеритель многофункциональный характеристик переменного тока «Ресурс-ЦР2-ПТ». Методика поверки», согласованному ГЦИ СИ ВНИИМС в феврале 2005 г.;
- измеритель показателей качества электрической энергии Ресурс-ЦБ2М» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 21621-12) по документу БГТК.411722.009 МП «Измерители показателей качества электрической энергии «Ресурс-ЦБ2». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2012 г.Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы информационно-измерительной автоматизированной коммерческого учёта электрической энергии филиала ОАО «ОГК-3» «Гусиноозерская ГРЭС». МВИ 26.51/49/20, аттестованной ООО «Энерготестконтроль». Аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
80669-20: Методика поверки МП 26.51/49/20Скачать9.6 Мб