Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО "ТГК-16" - "Казанская ТЭЦ-3"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68738-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "ТГК-16", г.Казань |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68738-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО "ТГК-16" - "Казанская ТЭЦ-3" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ОАО "ТГК-16", г.Казань
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 68738-17: Описание типа СИ | Скачать | 129 КБ | |
| 68738-17: Методика поверки РТ-МП-4433-500-2017 | Скачать | 968.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один 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 измерений смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (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, ведение и передачу журнала событий ИВК;
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным и оптическим линиям связи поступает на сервер ИВК, где осуществляется хранение и накопление измерительной информации.
Сервер ИВК с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.
В АИИС КУЭ газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» в качестве подсистемы входит АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (вторая очередь), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде средств измерений 60384-16 (Рег. № 60384-16). Результаты измерений и записи журналов событий средств измерения измерительных каналов №№ 1.1-1.6, 1.21-1.54 упомянутой АИИС КУЭ (Рег. № 60384-16) передаются в ИВК АИИС КУЭ газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» по локальной вычислительной сети предприятия.
Сервер ИВК при помощи программного обеспечения (ПО) «ПИРАМИДА 2000» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), объединение информации из подсистемы (регистрационный номер 60384-16) в единую базу данных, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронных документов 80020, 80030, 51070), а также их шифрование и заверение электронной цифровой подписью (ЭЦП).
С уровня ИВК АИИС КУЭ осуществляется передача подписанных ЭЦП XML-макетов 80020, 80030, 51070 в АО «АТС», региональные подразделения АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч. Q, кварт) передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета. а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ).
СОЕВ АИИС КУЭ состоит из часов радиосервера точного времени РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12). зав. номер 160908. сервера ИВК и счетчиков электроэнергии.
Радиосервер точного времени РСТВ-01-01 принимает сигналы точного времени от спутников системы ГЛОНАСС. формирует сигналы синхронизации и с использованием NTP-протокола передает сигналы синхронизации серверу ИВК. Синхронизация часов сервера ИВК осуществляется с цикличностью не реже одного раза в 1024 с вне зависимости от величины расхождения. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера ИВК происходит при каждом обращении к счетчику. синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и сервера ИВК на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения «ПИРАМИДА 2000» представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Наименование ПО |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Наименование ПО |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Наименование ПО |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Наименование ПО |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Наименование ПО |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Наименование ПО |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Наименование ПО |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
|
Наименование ПО |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.
|
Таблица 2 - Состав ИИ |
К АИИС КУЭ | |||||
|
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.2, ВЛ 220 кВ Казанская ТЭЦ3 - Киндери I цепь |
ТОГФ (П) (ТОГФ-220) Кл.т. 0,2S КТТ = 1000/5 Зав. №№ 455; 456; 457 Рег. № 61432-15 |
1 СШ: НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 22 220000/ л/э Ктн 1- 100Л/3 Зав. №№ 342; 349; 344 Рег. № 20344-05 2 СШ: НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 22 220000/л/3 Ктн 1- 100Л/3 Зав. №№ 339; 340; 341 Рег. № 20344-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812135332 Рег. № 36697-12 |
Сервер ИВК РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908 |
Активная Реактивная |
|
2 |
КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.4, КВЛ 220 кВ Казанская ТЭЦ3 - Зеленодольская II цепь |
TAG 123/245/362/550 (TAG-245) Кл.т. 0,2S КТТ = 1000/5 Зав. №№ 30115412; 30115413; 30115414 Рег. № 29694-08 |
1 СШ: НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 22 _ 220000/ д/3 КТН 1- 100/V3 Зав. №№ 342; 349; 344 Рег. № 20344-05 2 СШ: НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 22 _ 220000/ д/3 КТН 1- 100/V3 Зав. №№ 339; 340; 341 Рег. № 20344-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810092946 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
3 |
КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.6, ВЛ 220 кВ Казанская ТЭЦ3 - Киндери II цепь |
ТОГФ (П) (ТОГФ-220) Кл.т. 0,2S КТТ = 1000/5 Зав. №№ 452; 453; 454 Рег. № 61432-15 |
1 СШ: НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 „ 220000/5/3 Ктн 1 100/5/3 Зав. №№ 342; 349; 344 Рег. № 20344-05 2 СШ: НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 „ _ 220000/л/э КТН 1 100/5/3 Зав. №№ 339; 340; 341 Рег. № 20344-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812135250 Рег. № 36697-12 |
Сервер ИВК РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908 |
Активная Реактивная |
|
4 |
КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.8, КВЛ 220 кВ Казанская ТЭЦ-3 -Зеленодольская I цепь |
ТОГФ (П) (ТОГФ-220) Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. №№ 449; 450; 451 Рег. № 61432-15 |
1 СШ: НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 Ктн = 220000/5/3 „ --------;=—Зав. 100/V3 №№ 342; 349; 344 Рег. № 20344-05 2 СШ: НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 „ 220000Л/3 Ктн 1- 100Л/3 Зав. №№ 339; 340; 341 Рег. № 20344-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803147432 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
5 |
КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.9, ОВ |
ТОГФ (П) (ТОГФ-220) Кл.т. 0,2S КТТ = 2000/5 Зав. №№ 554; 555;556 Рег. № 61432-15 |
1 СШ: НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 22 220000/ л/э Ктн 1- 100Л/3 Зав. №№ 342; 349; 344 Рег. № 20344-05 2 СШ: НАМИ-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2 22 _ 220000/ д/3 КТН 1- 100/V3 Зав. №№ 339; 340; 341 Рег. № 20344-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812135352 Рег. № 36697-12 |
Сервер ИВК РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908 |
Активная Реактивная |
|
6 |
КТЭЦ-3, ОРУ-110, яч.12, РТСН «3ТР» |
TAG 123/245/362/550 (TAG-123) Кл.т. 0,2S КТТ = 1000/5 Зав. №№ 30115406; 30115407; 30115408 Рег. № 29694-08 |
1 с.ш.: ЗНГ (ЗНГ-110) Кл.т. 0,2 „ _ 110000/V3 КТН 1- 100/V3 Зав. №№ 480; 481; 482 Рег. № 41794-09 2 с.ш.: ЗНГ (ЗНГ-110) Кл.т. 0,2 „ 110000/V3 Ктн 1- 100/V3 Зав. №№ 486; 487; 488 Рег. № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810091199 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
КТЭЦ-3, ТГ-7 |
TBS-24 Кл.т. 0,2S Ктт = 16000/5 Зав. №№ 000004; 000005; 000006 Рег. № 64418-16 |
UKM (UKM 36) Кл.т. 0,2 „ _ 19000/ 7з КТН г- 100/V3 Зав. №№ 483470201; 483470202; 483470203 Рег. № 58436-14 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812135195 Рег. № 36697-12 |
Сервер ИВК РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908 |
Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности
|
Номер ИИК |
Коэф. мощности cos ф |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
|
51(2)%, 11(2)%<1изм<15% |
55%, 15%<1изм<120% |
520%, 120%<1изм<1100% |
5100%, 1100%<1изм<1120% | ||||||
|
5ор |
5р |
5ор |
5р |
5ор |
5р |
5ор |
5р | ||
|
1 - 7 ТТ - 0,2S ТН - 0,2 Счетчик - 0,2S |
1,0 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,6 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,7 |
±0,9 |
±0,5 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,2 |
±1,3 |
±0,8 |
±1,0 |
±0,6 |
±0,9 |
±0,6 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,3 |
±1,5 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,7 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±1,8 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,2 | |
5оР - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности;
5Р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности
|
Номер ИИК |
Коэф. мощности cos ф |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
|
52%, I2%—1изм<15% |
55%, I5%—1изм<120% |
520%, I20%—1изм<1100% |
5100%, I100%—I-изм—I120% | ||||||
|
5oQ |
5q |
5oQ |
5q |
5oq |
5q |
5oq |
5q | ||
|
1 - 7 ТТ - 0,2S ТН - 0,2 Счетчик - 0,5 |
0,9 |
±2,3 |
±2,6 |
±1,5 |
±2,0 |
±1,2 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,8 |
|
0,8 |
±1,8 |
±2,2 |
±1,2 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,6 |
±0,9 |
±1,6 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±2,1 |
±1,2 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,6 |
±0,9 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±1,5 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,9 |
±0,8 |
±1,7 |
±0,8 |
±1,7 | |
50q - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности;
5q - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений активной энергии и мощности 51(2)%P для cos9=1 нормируется от 11%, погрешность измерений 51(2)%P для cos9<1,0 нормируется от 12%.
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 переменного тока питающей сети от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
сила переменного тока от 1ном до 1,2^1ном
коэффициент мощности cos9 от 0,8 инд. до 1;
частота переменного тока 50 Гц;
магнитная индукция внешнего происхождения 0 мТл;
относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение переменного тока питающей сети 0,9^ином до 1,1 •ином;
сила переменного тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном;
коэффициент мощности cos9 от 0,5 инд. до 1;
частота переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц;
магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл;
относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 °С.
температура окружающей среды:
для счетчиков от плюс 8 до плюс 38 °С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;
для радиосервера точного времени РСТВ-01-01 от плюс 5 до плюс 50 °С
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52322-2005, в режиме измерения реактивной энергии по ГОСТ Р 52425-2005.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и радиосервера на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке .
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ
165000 часов;
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ
140000 часов;
радиосервер РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ 55000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
для счетчика Тв < 2 часа;
для сервера Тв < 1 час;
для компьютера АРМ Тв < 1 час;
для радиосервера Тв < 24 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, 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.
Наличие фиксации в журнале событий ИВК следующих событий:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина коррекции времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные из счетчиков журналы событий.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 40 лет;
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ способом цифровой печати.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
TAG 123/245/362/550 (TAG-123) |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
TAG 123/245/362/550 (tAG-245) |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
TBS-24 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ (П) (ТОГФ-220) |
12 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
UKM (UKM 36) |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНГ (ЗНГ-110) |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-220 УХЛ1 |
6 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
7 шт. |
|
Радиосервер точного времени |
РСТВ-01-01 |
1 шт. |
|
Сервер ИВК |
Совместимый с платформой х86 |
1 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
АРМ |
Совместимый с платформой х86 |
1 шт. |
|
Асинхронный сервер |
Nport S8455I-SS-SC |
6 шт. |
|
Маршрутизатор |
CISCO 1921/К9 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
«ПИРАМИДА 2000» |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4433-500-2017 |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
ГДАР.411711.209-01 ЭД.ПФ |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4433-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 21.06.2017 года.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;
радиосервера точного времени РСТВ-01-01 - по методике поверки ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011.
Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;
Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Рег. № 46656-11).
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
Методика (методы) измерений приведена в документе: «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3». Методика измерений. ГДАР.411711.209-01 МВИ» Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 2046/500-RA.RU.311703-2017 от 15.06.2017 года.
Нормативные документы
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
Смотрите также
