| Номер в госреестре | 64932-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 |
| Изготовитель | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) УСПД RTU-327 (Госреестр № 41907-09), устройство синхронизации времени (УСВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
Лист № 2 Всего листов 10
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи 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 мин.
УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики, считывает параметры электросети и 30-минутный профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. УСПД выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
Сервер АИИС КУЭ автоматически производит считывание из УСПД 30-минутных профилей мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счетчиков и самого УСПД. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет хранение, оформление и передачу по сети Ethernet справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронного документа 80020).
XML макеты 80020 обрабатываются АРМ ПАО «Т Плюс», шифруются, подписываются ЭЦП и передаются в АО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Мордовское РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Единое календарное время обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УССВ-35HVS. УССВ-35HVS осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов УСПД и УССВ-35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УССВ-35HVS осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УССВ-35HVS.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| | | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид электро энергии | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ | ИВК | |||
| 1 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 14 | ТПШФА Кл.т. 0,5 4000/5 Зав. № 1797 Зав. № 1898 Госреестр № 519-50 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 4177 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276633 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 006515 Госреестр № 41907-09 | Сервер АИИС КУЭ Smartum Rack-4262-W | активная реактивная |
| 2 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ТГ-2 вывод 6 кВ | ТШВ15Б Кл.т. 0,5 8000/5 Зав. № 9 Зав. № 14 Зав. № 2 Госреестр № 5719-76 | ЗНОМ-15-63 Кл. т 0,5 6300:V3/ 100:V3 Зав. № 459 Зав. № 12 Зав. № 9016 Госреестр № 1593-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276632 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 3 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 21 | ТЛШ10 Кл.т. 0,5 4000/5 Зав. № 391 Зав. № 1458 Зав. № 1461 Госреестр № 11077-89 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 338 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276630 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 4 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ТГ-3, 3ШР ввод 6 кВ | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 4285 Зав. № 5212 Госреестр № 1261-02 | ЗНОМ-15-63 Кл. т 0,5 6300:V3/ 100:V3 Зав. № 13995 Зав. № 13980 Зав. № 14011 Госреестр № 1593-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276639 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 006515 Госреестр № 41907-09 | Сервер АИИС КУЭ Smartum Rack-4262-W | активная реактивная |
| 5 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ТГ-4 вывод 10 кВ | ТШВ15Б Кл.т. 0,5 8000/5 Зав. № 311 Зав. № 300 Госреестр № 5719-76 | ЗНОМ-15-63 Кл. т 0,5 10500:^3/ 100:V3 Зав. № 39388 Зав. № 39379 Зав. № 39371 Госреестр № 1593-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276643 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 6 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, 14Т ввод 10 кВ | ТВ Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 07442 Зав. № 07443 Зав. № 07444 Госреестр № 19720-00 | ЗНОМ-15-63 Кл. т 0,5 10500:^3/ 100:V3 Зав. № 39388 Зав. № 39379 Зав. № 39371 Госреестр № 1593-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276626 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 7 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ТГ-5 вывод 10 кВ | ТШВ15Б Кл.т. 0,5 8000/5 Зав. № 336 Зав. № 328 Зав. № 380 Госреестр № 5719-76 | ЗНОМ-15-63 Кл. т 0,5 10500:^3/ 100:V3 Зав. № 30 Зав. № 35 Зав. № 28 Госреестр № 1593-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276617 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 8 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, 15Т ввод 10 кВ | ТВ Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 07445 Зав. № 07447 Зав. № 07449 Госреестр № 19720-00 | ЗНОМ-15-63 Кл. т 0,5 10500:^3/ 100:V3 Зав. № 30 Зав. № 35 Зав. № 28 Госреестр № 1593-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276647 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 9 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 1 | ТПОФ Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 124162 Зав. № 124312 Госреестр № 518-50 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 4177 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276616 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 006515 Госреестр № 41907-09 | Сервер АИИС КУЭ Smartum Rack-4262-W | активная реактивная |
| 10 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 2 | ТПОФ Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 11927 Зав. № 11930 Госреестр № 518-50 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 4177 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276613 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 11 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 4 | ТПОФ Кл.т. 0,5 750/5 Зав. № 117519 Зав. № 125345 Госреестр № 518-50 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 4177 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276622 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 12 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 5 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 6147 Зав. № 6150 Госреестр № 1261-08 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 4177 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276619 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 13 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 6 | ТПОФ Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 124169 Зав. № 124173 Госреестр № 518-50 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 4177 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276614 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 14 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 8 | ТПОФ Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 124166 Зав. № 125693 Госреестр № 518-50 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 4177 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276621 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 15 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 16 | ТПК-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 0882120000001 Зав. № 0882120000002 Зав. № 0882120000003 Госреестр № 22944-07 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 4177 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276628 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 006515 Госреестр № 41907-09 | Сервер АИИС КУЭ Smartum Rack-4262-W | активная реактивная |
| 16 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 20 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 6237 Зав. № 6238 Госреестр № 1261-08 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 338 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276634 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 17 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 22 | ТПОФ Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 147805 Зав. № 150186 Госреестр № 518-50 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 338 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276638 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 18 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 24 | ТПОФ Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 124171 Зав. № 124167 Госреестр № 518-50 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 338 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276641 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 19 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 27 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 6203 Зав. № 6204 Госреестр № 1261-08 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 338 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276637 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная | ||
| 20 | Саранская ТЭЦ-2 110/35/10/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч. 28 | ТПОФ Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 147793 Зав. № 150180 Госреестр № 518-50 | НТМИ-6-66 Кл. т 0,5 6000/100 Зав. № 338 Госреестр № 2611-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5 S/1,0 Зав.№ 01276615 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 006515 Госреестр № 41907-09 | Сервер АИИС КУЭ Smartum Rack-4262-W | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
| 6х НН V S § нн YL (N НН | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | НН 2 0 % 1Л 1 и з 2 л I 0 о % ©х | 1 0 0 £ 1Л 1 и з 2 1Л 1 2 о % ©х | ||
| 1 - 11, 13, 14, 16 - 18, 20 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,8 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±2,0 | |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,2 | ±2,6 | |
| 12, 19 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,6 | ±2,6 | |
| 15 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,8 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,7 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±2,8 | ±2,3 | ±2,0 | ±2,0 | |
| Номер ИИК | sin9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
| 11(2)— I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | НН 2 0 % 1Л 1 и з 2 л I 0 о % ©х | 1 0 0 £ 1Л 1 и з 2 1Л 1 2 о % ©х | ||
| 1 - 11, 13, 14, 16 - 18, 20 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 |
| 0,6 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 | |
| 0,71 | - | ±4,7 | ±3,6 | ±3,4 | |
| 0,87 | - | ±4,0 | ±3,3 | ±3,1 | |
| 12, 19 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,44 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,6 | ±5,1 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 | |
| 0,71 | ±4,4 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 0,87 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,1 | ±3,1 | |
| 15 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,44 | ±4,2 | ±3,9 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,6 | ±3,8 | ±3,6 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 0,71 | ±3,6 | ±3,5 | ±3,2 | ±3,2 | |
| 0,87 | ±3,4 | ±3,3 | ±3,1 | ±3,1 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от + 15 до + 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1-ином;
- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 12, 15, 19, от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1 - 11, 13, 14, 16 - 18, 20;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от + 5 до + 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012, в режиме измерения реактивной электроэнергии ГОСТ 31819.23-2012;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий :
- 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;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 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 -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений
- не менее 3,5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол. |
| Трансформатор тока | ТПШФА | 2 |
| Трансформатор тока | ТШВ15Б | 8 |
| Трансформатор тока | ТЛШ10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТВ | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОФ | 16 |
| Трансформатор тока | ТПК-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-15-63 | 12 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | A1805RAL-P4GE-DW-4 | 20 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-35И^ | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | УСПД RTU-327 | 1 |
| Сервер | Smartum Rack-4262-W | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-3395-500-2016 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС. 346.ПФ | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-3395-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2016 года.
Лист № 10 Всего листов 10
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков Альфа А1800 - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД RTU 327 - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от - 40 до + 50°С, цена деления 1°С.
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0020/2016-01.00324-2011 от 20.06.2016г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ Саранской ТЭЦ-2
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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.
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
