Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ТГК-5" Ижевской ТЭЦ-1

ЗАО "Электроцентроавтоматизация" (ЭЦА), г.Москва
ГОСРЕЕСТР СИ РФ:55605-13

21.11.24
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ТГК-5" Ижевской ТЭЦ-1

Основные
Тип
Год регистрации	2013
Дата протокола	Приказ 1371 п. 27 от 20.11.2013
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 ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения 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 - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии EPQS, СЭТ-4ТМ.03М.16 по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, в режиме измерений активной электроэнергии; по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 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 - устройства сбора и передачи данных на базе контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 и СИКОН С10 (далее - УСПД) и каналообразующая аппаратура.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК ИКМ-Пирамида (Зав. № R-4302-1332003), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (№ 2863), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

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 преобразуют 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 по проводным линиям связи 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.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по каналам связи ВОЛС через коммутаторы Ethernet. Информация поступает в линию Ethernet и передается в сервер АИИС КУЭ.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-2, синхронизирующих собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность часов УСВ-2 не более ±0,35 с. Часы ИВК ИКМ-Пирамида синхронизированы с часами УСВ-2, коррекция осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Часы УСПД синхронизированы с часами ИВК ИКМ-Пирамида. Коррекция чсов ИВК ИКМ-Пирамида и УСПД осуществляется один раз в сутки, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 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 счетчиков электроэнергии, УСПД, и АРМ АИИС КУЭ 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 ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1 используется ПО «Пирамида 2000» версии 20.02, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «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 «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

MD5

Наименование программного обеспечения	Идентификационное наименование программного обеспечения	Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения	Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
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	c391d64271 acf4055 bb2a4d3fe1f8f48	MD5
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

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000» внесены в Госреестр РФ под № 21906-11.

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

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики_

№№ ИК	Наименование точки измерений	Состав измерительного канала				Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
№№ ИК	Наименование точки измерений	ТТ	ТН	Счетчик	ИВК (ИВКЭ)/ УСПД	Вид электроэнергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Ижевская ТЭЦ-1 Г-1	ТЛШ-10-1 У3 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 6801 Зав. № 6804	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 6864 Зав. № 6868 Зав. № 6856	EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898184	СИКОН С10 Зав. № 409	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
2	Ижевская ТЭЦ-1 Г-2	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 20239 Зав. № 20243	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 4668 Зав. № 4700 Зав. № 4739	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202504		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
3	Ижевская ТЭЦ-1 Г-3	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 20240 Зав. № 20237	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 4415 Зав. № 4698 Зав. № 4696	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202356		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
4	Ижевская ТЭЦ-1 Г-4	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 20235 Зав. № 20242	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 2239 Зав. № 2254 Зав. № 2259	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201854		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
5	Ижевская ТЭЦ-1 Г-7	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 7541 Зав. № 7542	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 7083 Зав. № 7079 Зав. № 7085	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202467	СИКОН С10 Зав. № 363	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
6	Ижевская ТЭЦ-1 Г-8	AON-F Кл.т. 0,2S 10000/1 Зав. № 467980201 Зав. № 467980202 Зав. № 467980203	UKM 24/3 Кл.т. 0,2 15750:^3/ 100:V3 Зав. № 468130301 Зав. № 468130302 Зав. № 468130303	СЭГ-4TM.03M.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805131118	СИКОН С70 Зав. № 06879	Активная, реактивная	±0,6 ±1,2	±1,5 ±2,8
7	Ижевская ТЭЦ-1 Г-9	AON-F Кл.т. 0,2S 6000/1 Зав. № 468060201 Зав. № 468060202 Зав. № 468060203	UKM 36 Кл.т. 0,2 10500:^3/ 100:V3 Зав. № 468140401 Зав. № 468140402 Зав. № 468140403	СЭГ-4TM.03M.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805131230	СИКОН С70 Зав. № 06879	Активная, реактивная	±0,6 ±1,2	±1,5 ±2,8
8	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-1 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 20047 Зав. № 19991	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898187	СИКОН С10 Зав. № 409	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
9	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-8 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 3 Зав. № 181	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201660		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
10	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-11 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19998 Зав. № 19989	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202503		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
11	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-20 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 103 Зав. № 5	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201698		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
12	Ижевская ТЭЦ-1 КРУЭ-110 кВ - ВЛ-110 кВ п/с Маш-завод 1 цепь	F35-CT4 Кл.т. 0,2S 1200/1 Зав. № 2012/45305-1005/1/D1 Зав. № 2012/45305-1005/1/D1 Зав. № 2012/45305-1005/1/D1	SUD 145/H79-F35 Кл.т. 0,2 110000:^3/ 100:V3 Зав. № 12/117 224 Зав. № 12/117 224 Зав. № 12/117 224	СЭТ-4TM.03M.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805131505	СИКОН С70 Зав. № 06879	Активная, реактивная	±0,6 ±1,2	±1,5 ±2,8
13	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-26 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 302 Зав. № 314	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201658	СИКОН С10 Зав. № 409	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
14	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-30 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19875 Зав. № 20224	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201697		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
15	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-35 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19931 Зав. № 19996	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202437		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
16	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-36 филиал «УПП № 821» ФГУП «ГУССТ № 8 при Спец-строе России»	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19992 Зав. № 19997	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201863		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
17	Ижевская ТЭЦ-1 КРУЭ-110 кВ - ВЛ-110 кВ п/с Маш-завод 2 цепь	F35-CT4 Кл.т. 0,2S 1200/1 Зав. № 2012/45305-1005/2/D1 Зав. № 2012/45305-1005/2/D1 Зав. № 2012/45305-1005/2/D1	SUD 145/H79-F35 Кл.т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 12/117 223 Зав. № 12/117 223 Зав. № 12/117 223	СЭТ-4TM.03M.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806131344	СИКОН С70 Зав. № 06879	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
18	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-52 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 320 Зав. № 304	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202470	СИКОН С10 Зав. № 363	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
19	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-56 ОАО Иж. Мотозавод "Аксион Холдинг"	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19874 Зав. № 20001	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898189		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
20	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-58 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 90 Зав. № 96	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202510		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
21	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-60 ОАО "ИЭМЗ "Купол"	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 9 Зав. № 93	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202440		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
22	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-61 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19994 Зав. № 19822	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201694		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
23	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-62 ОАО Иж. Мотозавод "Аксион Холдинг"	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2 Зав. № 1	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202445	СИКОН С10 Зав. № 363	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
24	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-64 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 91 Зав. № 8	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202465		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
25	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-68 ИЭС	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 98 Зав. № 97	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202469		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
26	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-3 ОАО "Иж-машэнерго"	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19336 Зав. № 20000	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898179	СИКОН С10 Зав. № 409	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
27	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-6 ОАО "Иж-машэнерго"	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19993 Зав. № 20046	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898182		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
28	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-9 ОАО "Иж-машэнерго"	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 182 Зав. № 307	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201862		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
29	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-10 ОАО "Иж-машэнерго"	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 305 Зав. № 303	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898177	СИКОН С10 Зав. № 409	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
30	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-12 ОАО "Иж-машэнерго"	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 301 Зав. № 179	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898183		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
31	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-38 ОАО НПО "Ижмаш"	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 319 Зав. № 318	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201693		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
32	Ижевская ТЭЦ-1 Ф-66 ОАО "Иж-машэнерго"	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 10 Зав. № 89	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202509	СИКОН С10 Зав. № 363	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
33	Ижевская ТЭЦ-1 КРУЭ-110 кВ - ВЛ-110 кВ п/с Ижевск 1 цепь	F35-CT4 Кл.т. 0,2S 1200/1 Зав. № 2012/45305-1005/4/D1 Зав. № 2012/45305-1005/4/D1 Зав. № 2012/45305-1005/4/D1	SUD 145/H79-F35 Кл.т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 12/117 224 Зав. № 12/117 224 Зав. № 12/117 224	СЭ^ 4TM.03M.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804130926	СИКОН С70 Зав. № 06879	Активная, реактивная	±0,6 ±1,2	±1,5 ±2,8

1	2	3	4	5	6	7	8	9
34	Ижевская ТЭЦ-1 КРУЭ-110 кВ - ВЛ-110 кВ п/с Ижевск 2 цепь	F35-CT4 Кл.т. 0,2S 1200/1 Зав. № 2012/45305-1005/3/D1 Зав. № 2012/45305-1005/3/D1 Зав. № 2012/45305-1005/3/D1	SUD 145/H79-F35 Кл.т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 12/117 223 Зав. № 12/117 223 Зав. № 12/117 223	СЭТ-4TM.03M.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805131237	СИКОН С70 Зав. № 06879	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
35	Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секц. яч. 2 - КЛ-6 кВ, ф. 2, ПС-117 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 107 Зав. № 100	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201667	СИКОН С10 Зав. № 409	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
36	Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секц. яч. 4 - КЛ-6 кВ, ф. 4, ПС-135 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19988 Зав. № 19999	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392	EPQS-122.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898176		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
37	Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секц. яч. 32 - КЛ-6 кВ, ф. 32, ПС-141 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19930 Зав. № 19876	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862	EPQS-122.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898188		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
38	Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секц. яч. 34 - КЛ-6 кВ, ф. 34, ПС-12 с отп. на ПС-13 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19929 Зав. № 19873	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202472		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
39	Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секц. яч. 39 - КЛ-6 кВ, ф. 39, ПС-30 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 20045 Зав. № 19990	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202544	СИКОН С10 Зав. № 409	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
40	Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секц. яч. 41 - КЛ-6 кВ, ф. 41, ПС-14 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 20226 Зав. № 19995	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862	EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201666		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
41	Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секц. яч. 44 - КЛ-6 кВ, ф. 44, ПС-8 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 176 Зав. № 180	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862	EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898181		Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
42	Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секц. яч. 50 - КЛ-6 кВ, ф. 50, ПС-167 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 173 Зав. № 174	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898178	СИКОН С10 Зав. № 363	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6
43	Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секц. яч. 54 - КЛ-6 кВ, ф. 54, ПС-135 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)	ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 177 Зав. № 178	3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345	EPQS-121.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 257720	СИКОН С10 Зав. № 363	Активная, реактивная	±1,0 ±2,6	±3,2 ±4,6

Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ,

3 секц. яч. 63 - КЛ-6 кВ, ф. 63, ПС-1 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)

ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 175 Зав. № 300

3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345

EPQS-121.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201659

СИКОН С10 Зав. № 363

Активная,

реактивная

±1,0

±2,6

±3,2

±4,6

Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ,

3 секц. яч. 70 - КЛ-6 кВ, ф. 70, ПС-1 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)

ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 308 Зав. № 309

3НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:V3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345

EPQS-121.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201692

Активная,

реактивная

±1,0

±2,6

±3,2

±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. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С;

5. Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 - 1,02) ином; ток - (1 - 1,2) 1ном; частота - (50±0,15) Гц; cosф=0,9инд;

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0.5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- допускаемая температура окружающего воздуха для ТТ и ТН - от минус 40 С до + 50°С; для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С; ИВКЭ - от + 10 °С до + 35 °С;

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

6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, значения силы тока, равному 0,05 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С.

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена АРМ АИИС КУЭ и УСВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в произвольной форме, установленной в

ОАО «ТГК-5» Ижевская ТЭЦ-1. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральиный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- счетчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

- УСПД «СИКОН С10» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 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 часов в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции часов 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 часов 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; 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 - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

- Сервер АИИС КУЭ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений

- не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1 типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование и тип	№ в Г осреестре	Количество, шт
1	2	3
Трансформатор тока измерительный F35-CT4	40729-09	12
Трансформатор тока AON-F	43946-10	6
Трансформатор тока ТПОЛ-10	1261-08	76
Трансформатор тока ТЛШ-10	11077-07	2
Трансформатор напряжения измерительный ЗНОЛ.06	3344-04, 3344-08	24
Трансформатор напряжения UKM	43945-10	6
Трансформатор напряжения измерительный SUD 145/H79-F35	40730-09	6
Счётчики электрической энергии многофункциональные EPQS	25971-03, 25971-06	39
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭT-4TM.03M	36697-12	6
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70	28822-25	2
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С10	21741-03	2
Комплекс информационно-вычислительный ИКМ-Пирамида	45270-10	1
Методика поверки	-	1
Формуляр ЭТА.425213.030 ТРП. ФО	-	1

Поверка

осуществляется по документу МП 55605-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в октябре 2013 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

• счетчиков электрической энергии EPQS - в соответствии с РМ 1039597-26-2002. «Счетчики многофункциональные электрической энергии EPQS». Методика поверки»;

• СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;

• Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

• Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С10 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки ВЛСТ 180.00.000 И1»;

• ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»;

• УСВ-2 - по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;

• 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.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1. Свидетельство об аттестации от 17.10.2013 г. № 47/12-01.00272-2013.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1

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 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1.