Номер по Госреестру СИ: 50027-12
50027-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, контроля ее передачи и потребления отдельными технологическими объектами, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программыми средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
as metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реативной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2-3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационной документации, шифр 300-05-07/07.01.000.ЭД на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала «Невский» ОАО «ТГК-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
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 50027-12 с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС » «13» октября 2017 года.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства
измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства
измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения
35.. .330^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
- Счетчики типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
-
- Устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
- Средства измерений по МИ 3195-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- Средства измерений МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
- 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%;
-
- Миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Изготовитель
Общество с Ограниченной Ответственностью «М-ПРО» (ООО «М-ПРО») ИНН 7801506320
Юридический адрес: 199004, Санкт-Петербург, 5-я линия В.О., д. 42, Лит. А, пом.26Н Адрес: 199155, Санкт-Петербург, ул. Уральская, д. 1, корп. 2, Лит. А, пом.331 Телефон: +7 (812) 318-11-95 Факс: +7 (812) 318-11-95
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «ПетроЭнергоцентр»
(ООО «ПетроЭнергоцентр»)
ИНН 7842345538
Адрес: 191119, г. Санкт-Петербург, ул. Днепропетровская, д.33, лит. А Телефон: +7 (812) 764-99-00
Факс: +7 (812) 572-32-29
E-mail: petroenergocentr@mail.ru
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46 Телефон: +7 (495) 437-55-77 Факс: +7 (495) 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru
Web-сайт: www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности); периодический (1 раз в 30 мин; 1 раз в сутки; и/или по запросу) автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии (мощности) с заданной дискретностью учета (30 мин.);
-
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
-
- возможность передачи в организации - участники розничного (оптового) рынка электроэнергии результатов измерений;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);
-
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- ый уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 и счётчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.
-
2- ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325L и технических средств приема-передачи данных.
-
3- ий уровень - комплекс измерительно-вычислительный (далее - ИВК) - технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее - ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства, базу данных (далее - БД) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» для реализации функций сбора и хранения результатов измерений и ПО для доступа к данным и их конфигурации, используемое для формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ). ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал и по мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Измеренные и вычисленные значения записываются в энергонезависимую память счетчика.
УСПД осуществляют сбор результатов измерений электроэнергии со счетчиков по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам.
Сервер базы данных (БД) посредством технических средств приема-передачи обеспечивает сбор измерительной информации с УСПД.
На сервере БД при помощи ПТК АИИС КУЭ производится обработка измерительной информации, ее хранение, отображение, подготовка отчетных документов, а также дальнейшая передача информации в виде xml-файлов в АО «АТС», АО «Петербургская сбытовая компания», филиал АО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ и др. в рамках согласованного регламента, осуществляется с АРМ.
В системе предусмотрено информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), организованной следующим образом.
Показания часов сервера БД синхронизируются по показаниям часов сертифицированного сервера единого времени ССВ-1Г с периодичностью один раз в 15 минут, коррекция производится по факту наличия расхождения, превышающего ±1 с.
Опрос УСПД сервером БД производится один раз в 30 минут. Коррекция времени часов производится сервером БД с периодичностью один раз в 30 минут по факту наличия
расхождения, превышающего ±2 с.
Часы счётчиков синхронизируются от часов УСПД один раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении показаний часов счётчика и УСПД более чем на ±2 с.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему и на комплектующие средства измерения.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Количество, шт |
Преобразователи тока измерительные оптические |
NXCT-F3 |
1 |
Трансформатор тока электронный оптический |
ТТЭО |
1 |
Измерительные трансформаторы тока типа |
GSR |
6 |
ТЛО-35 |
6 | |
ТЛП-10 |
45 | |
ТШЛ-10 |
3 | |
ТШЛ-20-1 |
3 | |
ТФМ-110 |
3 | |
Измерительные трансформаторы напряжения типа |
ЗНАМИТ-6-1 |
6 |
НАМИТ-10-2 |
2 | |
VEF 36 |
6 | |
ЗНОЛ-СЭЩ-35 |
6 | |
EPR20Z |
3 | |
НАМИ-110 |
3 | |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
25 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
ИВК |
ПТК «АльфаЦЕНТР» |
1 |
АРМ оператора |
- |
1 |
Методика поверки |
МП 50027-12 с изменением № 1 |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Состав 1-ого, 2-ого уровней АИИС КУЭ ИИК приведены в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ преведены в таблице 3.
аблица 2 - Состав 1-ого, 2-ого уровней АИИС КУЭ
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ИИК-001 |
Г-5 |
ТТЭО Рег. № 63877-16 Кл. т. 0,2S 8000/1 |
ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 |
RTU325L-E2-512-M2-B2 Рег. № 37288-08 |
ИИК-002 |
Г-4 |
NXCT-F3 Рег. № 35899-07 Кл. т. 0,2S 4000/1 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 | |
ИИК-003 |
КЛ К-81 35кВ |
GSR Рег. № 25477-06 Кл. т. 0,5S 1500/5 |
VEF 36 Рег. № 29712-06 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 | |
ИИК-004 |
КЛ К-82 35кВ |
GSR Рег. № 25477-06 Кл. т. 0,5S 1500/5 |
VEF 36 Рег. № 29712-06 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 | |
ИИК-005 |
КЛ К-83/84 35кВ |
ТЛО-35 Рег. № 36291-07 Кл. т. 0,5S 2000/5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-35 Рег. № 40085-08 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 | |
ИИК-006 |
КЛ К-85/86 35кВ |
ТЛО-35 Рег. № 36291-07 Кл. т. 0,5S 2000/5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-35 Рег. № 40085-08 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 | |
ИИК-007 |
Отпайка Г-5 |
ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 800/5 |
ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-008 |
ТСН-6 |
ТЛП-10-2 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 150/5 |
ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-009 |
ТСН-14 |
ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 750/5 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
П Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ИИК-010 |
ТСН-20 |
ТЛП-10-2 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 150/5 |
ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
RTU325L-E2-512-M2-B2 Рег. № 37288-08 |
ИИК-011 |
ТСН-21 |
ТЛП-10-2 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 150/5 |
ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-012 |
ФСН 26-30 |
ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 750/5 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-013 |
ФСН 28-12 |
ТЛП-10-3 Рег.№ 30709-08 Кл. т. 0,5S 750/5 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-014 |
ФСН 45-40 |
ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 600/5 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-015 |
ФСН 55-58 |
ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 1000/5 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-016 |
ФСН 57-94 |
ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 1000/5 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
П Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ИИК-017 |
ФСН 56-76 |
ТЛП -10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 800/5 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
RTU325L-E2-512-M2-B2 Рег. № 37288-08 |
ИИК-018 |
ФСН 58-99-101 |
ТЛП -10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 1000/5 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-019 |
ФСН 19 |
ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 750/5 |
ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-020 |
ФСН 05-17 37/05-02 |
ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 750/5 |
ЗНАМИТ-6-1 Рег.№ 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-021 |
Перемычка от Г-5 на ГРУ-6 кВ |
ТШЛ-10 Рег. № 3972-03 Кл. т. 0,5 4000/5 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-026 |
Ф-7-79 |
ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 600/5 |
ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
ИИК-027 |
Ф-7-55 |
ТЛО-10-3 Рег. № 25433-08 Кл. т. 0,5S 400/5 |
НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
П Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ИИК-045 |
Г-3 |
ТШЛ-20-1 Рег. № 21255-08 Кл. т. 0,2S 8000/5 |
EPR20Z Рег. № 49407-12 Кл. т. 0,2 6300:^3/100:^3 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 |
RTU325L-E2-512-M2-B2 Рег. № 37288-08 |
ИИК-046 |
КЛ К-160 110 кВ |
ТФМ-110 Рег. № 16023-97 Кл. т. 0,2S 1000/5 |
НАМИ-110 Рег. № 24218-08 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 |
Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС
Номер ИИК |
Метрологические характеристики | ||
Вид энергии |
Основная относительная погрешность ИИК (±5), % |
Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % | |
001, 002, |
активная, |
±0,6 |
±2,1 |
045, 046 |
реактивная |
±1,1 |
±2,2 |
003-006 |
активная, |
±1,1 |
±5,5 |
реактивная |
±2,3 |
±3,1 | |
007-020, |
активная, |
±1,1 |
±5,6 |
026, 027 |
реактивная |
±2,2 |
±4,5 |
021 |
активная, |
±1,1 |
±5,6 |
реактивная |
±2,2 |
±3,4 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф=0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35 °С.
-
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-20014, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
-
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчика на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «ТГК-1» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
25 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cosj |
0,87 |
- температура окружающей среды, °С |
от +18 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином | |
- ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
- коэффициент мощности |
от 2 (5) до 120 |
- частота, Гц |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды в месте расположения |
от -60 до +40 |
счетчиков, °С | |
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, |
от -40 до +65 |
°С |
от -10 до +55 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Счетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
УСПД типа RTU-325L: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
Глубина хранения информации | |
Счетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сутки, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
УСПД: | |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за | |
месяц, по каждому каналу, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Сервер БД: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
- ИВК - коэффициент готовности не менее Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
Кг_АИиС=0,99 - коэффициент готовности;
Т0_ИК(АИИС)=1141 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
- Стойкость к электромагнитным воздействиям;
- Ремонтопригодность;
- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
- Функция контроля процесса работы и средства диагностики системы;
- Резервирование электропитания оборудования системы.
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью передачи электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
- журнал событий счетчика:
- факты связи со счетчиком , приведшие к каким-либо изменениям данных и -конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал событий ИВКЭ:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов;
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал событий ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчиков ;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок ;
- УСПД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- пароль на счетчик;
- пароль на промоконтроллер (УСПД);
- установка пароля в ИВК.
- 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).