Описание | АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту – счетчики), измерительные каналы (ИК), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) «Сикон С1» (Госреестр №15236-03) и «Сикон С70» (Госреестр №28716-05», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень – В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2; технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, отправки/приема информации о результатах измерений и состояниях средств измерений в виде макетов XML форматах по электронной почте от других участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
В ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивается автоматическая синхронизация времени встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида», входящих в измерительный канал, с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени (измерение времени, синхронизация времени, коррекция времени), возможность автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК, УСПД и счетчиков осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже одного раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК , УСПД и счетчиков +/- 2 с. Погрешность системного времени не превышает +/- 5 с.
Также уровень ИВК АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» производит прием данных об измерениях 30-минутных приращений количества активной и реактивной электроэнергии по измерительным каналам АИИС КУЭ, данные с которых передаются по договору информационного обмена в АИИСКУЭ ОАО «Татэнергосбыт» (в виде XML – файла), перечень приведен в таблице 1.
ИК, входящие в состав АИИСКУЭ, данные с которых передаются по договору информационного обмена в АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Таблица 1
Наименование объекта учета
(измерительного канала) | Номер госреестра описания типа АИИС и номер точки учета. | РТП №124/23, СШ-1 6 кВ яч.108 ОАО «РЖД» ст.Тунгуча | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 13 | РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.106 ОАО «СВТНП» | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 6 | РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.109 ОАО «СВТНП» | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 7 | РТП №124/23, СШ-1 6кВ, яч.107 ПС Нижнекамская ОАО «СЗМН» | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 10 | РТП №124/23, СШ-1 6кВ, яч.208 ОАО «РЖД» ст.Тунгуча | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 14 | РТП №124/23, СШ-1 6кВ, яч.206 ОАО «СВТНП» | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 8 | РТП №124/23, СШ-1 6кВ, яч.209 ОАО «СВТНП» | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 9 | РТП №124/23, СШ-1 6кВ, яч.207 ОАО «СЗМН» ПС Узловая | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 11 | РТП №124/23, СШ-1 6кВ, яч.210 ОАО «СЗМН» ПС Узловая | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 12 | Продолжение таблицы 1
ПС Агрыз-Т фидер № 6. | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Агрыз" ОАО "Российские Железные Дороги" № Гос.р. 33365-06 | ПС Агрыз-Т фидер № 69 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Агрыз" ОАО "Российские Железные Дороги" № Гос.р. 33365-06 | ГМ Елабуга, ТП-475, Ввод Т 1. | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "Тандер". № Гос.р. 47516-11 ИК 48 | ГМ Елабуга, ТП-475, Ввод Т 2. | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "Тандер". № Гос.р. 47516-11 ИК 49 | Заинская ГРЭС, ОРУ 110 кВ., ОВВ 110 кВ. | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ОАО «Генерирущая компания» Заинская ГРЭС № Гос. реестра 57754-13 ИК № 32 | Заинская ГРЭС, ОРУ 110 кВ., СШ-1 110 кВ., яч. 16 ВЛ-110 кВ. Заинская ГРЭС-Танеко. | Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ОАО «Генерирущая компания» Заинская ГРЭС № Гос. реестра 57754-13 ИК № 33 |
ИК, входящие в состав не автоматизированных систем учета, данные с которых передаются по договору информационного обмена в АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Таблица 2
Порядковый номер | Наименование точки измерения | 1 | РП-2 (6 кВ), V с.ш., яч.57 | 2 | РП-2 (6 кВ), III с.ш., яч.39 | 3 | РП-2 (6 кВ), IV с.ш., яч.20 | 4 | РП-1 (6 кВ), IV с.ш., яч.8 | 5 | РП-1 (6 кВ), I с.ш., яч.56 | 6 | РП-1 (6 кВ), I с.ш., яч.54 | 7 | РП-1 (6 кВ), IV с.ш., яч.16 | 8 | ГПП-2 (110/10 кВ), ОРУ-110/10 кВ, ШМ №1 (10 кВ) | 9 | ГПП-2 (110/10 кВ), ОРУ-110/10 кВ, ШМ №2 (10 кВ) | 10 | II зона, ГПП-2 (110/6 кВ), ЗРУ-6 кВ, V с.ш., яч.117 | 11 | Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.4/2 | 12 | Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.7/2 | 13 | Корпус АИК-24, ввод от ТП-25 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.2 | 14 | Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.3/1 | 15 | ТП-34 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.3/1 | 16 | ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/3 | Продолжение таблицы 2
17 | ТП-33 (6/0,4 кВ), а №1, Кл-0,4 кВ «ТП-33 ОАО «НКШ»- ООО «Камшинтранс»» | 18 | ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск», ВРУ-1 (0,4 кВ), Кл-0,4 кВ №1 ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск - АЗС 45 ООО «Автодорсторй» | 19 | ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск», ВРУ-1 (0,4 кВ), Кл-0,4 кВ №2 ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск - АЗС 45 ООО «Автодорсторй» | 20 | ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р1 | 21 | ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р2 | 22 | ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р3 | 23 | ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р4 | 24 | ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р5 | 25 | ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р6 | 26 | ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р7 | 27 | ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р8 | 28 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р1 | 29 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р2 | 30 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р3 | 31 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р4 | 32 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р5 | 33 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р6 | 34 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р7 | 35 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р8 | 36 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р9 | 37 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р10 | 38 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р11 | 39 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р12 | 40 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р13 | 41 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р14 | 42 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р15 | 43 | ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р16 | 44 | ТП-85 (10/0,4 кВ),III с.ш., ф.1/5 | 45 | Отпайка от ВЛ-10 кВ на КТП 250 кВА ООО «Кама-Ласт» | 46 | Корпус №78 ОАО «Нижнекамскшина», ШР (0,4 кВ), А-9 | 47 | Отпайка от ВЛ-10 кВ «яч.22 РРП-6-ТП-100, 106» на опоре №3 в сторону КТП-250 кВА | 48 | ВРУ-1 ПЧ-57, ЩУЭ, ШР-2 (0,4 кВ), гр.1, Отходящий кабель к ВРУ-0,4 кВ АЗС №444 | 49 | ВРУ-0,4 кВ Поликлиники, ввод от ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/2 | 50 | ВРУ-0,4 кВ Поликлиники, ввод от ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/2 | 51 | РП-4 (6 кВ), II с.ш., ф.57 | 52 | РП-4 (6 кВ), IV с.ш., ф.2а |
Описание метрологических и технических характеристик ИИК, по которым производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ, приведены в таблице 4 и 5.
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в энергонезависимой базе данных электросчетчиков, УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД и ИВК хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи (вторичным измерительным цепям) поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Все электросчетчики обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов +/- 3 сек.
Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти электросчетчиков.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает по запросу или в автоматическом режиме на входы УСПД где осуществляется хранение измерительной информации, ее дальнейшая обработка, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача накопленных данных по различным каналам связи (выделенным, GSM, КСПД и др.) на верхний уровень системы (ИВК). УСПД обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов +/- 1 сек.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача/прием информации в организации – участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК «ИКМ-Пирамида» через интернет провайдера.
Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Информация от смежных участников оптового рынка электроэнергии по измерениям передается в ИВК посредством электронной почты в согласованных заранее форматах (макетах типа 80020, 80040) и в дальнейшем используется при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида» при условии, что смежные системы АИИС КУЭ соответствуют всем требованиям, предъявляемым к информационно измерительным системам, которые могут использоваться для коммерческих расчетов на ОРЭМ. Каждой такой точке измерения присваивается свой индивидуальный номер, который позволяет однозначно идентифицировать соответствующую точку измерений и использовать полученную информацию для обработки, хранении и передачи заинтересованным пользователям АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Для непосредственного подключения через оптический порт к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с установленным программным обеспечением «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» и устройством сопряжения оптического УСО-2 ИЛГШ.468351.008 ТУ с последующей передачей данных на АРМ ИВК «ИКМ-Пирамида».
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
В качестве сервера базы данных используется IBM PC совместимый компьютер в серверном исполнении и каналообразующей аппаратурой.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
измерение активной и реактивной электроэнергии нарастающим итогом;
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);
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени показаний счетчиков электрической энергии;
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений в организации-участники оптового и розничного рынков электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка 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 (коррекция времени);
передача журналов событий счетчиков и УСПД. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, ИКМ, СБД). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приемника.
Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация времени сервера происходит с периодичностью один раз в час, коррекция времени сервера с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-2, тем самым в ИВК обеспечивается ведение всемирного времени с погрешностью, не превосходящей ±1 с.
Сличение времени УСПД с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
|
Метрологические и технические характеристики | Таблица 4
Параметр | Значение | 1 | 2 | Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 | Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В
частота, Гц | 220± 22 50 ± 1 | Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С – трансформаторов тока и напряжения, °С | от -20 до +55 от -40 до +50 | Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 | Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 | Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 | Первичные номинальные напряжения, кВ | 220; 110; 6; 0,4 | Первичные номинальные токи, кА | 3;1; 0,8; 0,4; | Номинальное вторичное напряжение, В | 100 | Номинальный вторичный ток, А | 1;5 | Количество точек учета (ИИК) шт. | 13 | Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 | Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки | ±5 | Средний срок службы системы, лет | 15 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в Таблице 5.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» и их основные метрологические характеристики
Таблица 5
№п/п
| Наименование объекта
| Состав измерительного канала | Вид измеряемой энергии | Метрологические характеристики ИК | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 1 | ПС «Заводская» (220/110/6) ВЛ-220 кВ. «Заводская-Танеко» | TG-145
КТ 0,2S
Ктт=1000/1
Госреестр № 30489-09 | НКФ-220-58У1
КТ 0,5
Ктт= 220000/100
Госреестр № 1382-60 | СЭТ-4ТМ.03.16
КТ 0,2s/0,5
Госреестр
№ 36697-08 | СИКОН С70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,2
±2,9 | ±1,4
±3,9 | 2 | ПС «Нижнекамская» (220/110/10)
ВЛ-110 кВ. «Нижнекамская-Танеко» | TG-145
КТ 0,2S
Ктт=1000/1
Госреестр № 30489-09 | НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
Ктт= 110000/100 Госреестр № 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03.16
КТ 0,2s/0,5
Госреестр
№ 36697-08 | СИКОН С70 Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,8
±1,4 | ±0,8
±1,5 | 3 | пст "Нижнекамская" (220/110/35/10 кВ), ОРУ-110 кВ, яч. 5 | ТВ-110
КТ 0,2
Ктт=1000/1
Госреестр № 20644-03 | НКФ-110-57У1 КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Госреестр
№ 24218-03 | СЭТ 4ТМ 03М КТ 0,2s/0,5
Госреестр № 36697-08 | СИКОН С70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,2
±2,9 | ±1,4
±3,9 | 4 | пст "Нижнекамская" (220/110/35/10 кВ), ОРУ-110 кВ, яч. 19 | ТВ-110
КТ 0,2
Ктт=1000/1
Госреестр № 20644-03 | НКФ-110-57У1 КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Госреестр
№ 24218-03 | СЭТ 4ТМ 03М КТ 0,2s/0,5 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,0
±1,9 | ±1,1
±2,2 | Продолжение таблицы 5
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 5 | ПС «Узловая» (220/110/35/6)
ВЛ-220 кВ. «Узловая-Танеко» | TG-245
КТ 0,2S
Ктт=1000/1
Госреестр № 15651-96 | НКФ-220—58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100
Госреестр
№ 14626-00 | СЭТ 4ТМ 03М КТ 0,2s/0,5
Госреестр
№ 36697-08 | СИКОН С1 Госреестр
№ 15236-03 | активнаяреактивная | ±1,0
±1,2 | ±1,0
±1,2 | 6 | ПС «КБК» (110/6) ф-17 | ТШЛ-10
КТ 0,5 S
Ктт=3000/5
Госреестр № 6811-78 | НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49 | Меркурий 230ART2-00
КТ 0,5s/1,0 Госреестр № 23345-07 | СИКОН С 70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,5
±2,7 | ±1,6
±3,0 | 7 | ПС «КБК» (110/6) ф-53 | ТШЛ-10
КТ 0,5 S
Ктт=3000/5
Госреестр № 6811-78 | НАМИ-10
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 11094-87 | Меркурий 230ART2-00
КТ 0,5s/1,0 Госреестр № 23345-07 | СИКОН С 70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,5
±2,7 | ±1,6
±3,0 | 8 | ПС «КБК» (110/6) ф-18 | ТШЛ-10
КТ 0,5 S
Ктт=3000/5
Госреестр № 6811-78 | НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49 | Меркурий 230ART2-00
КТ 0,5s/1,0 Госреестр № 23345-07 | СИКОН С 70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,2
±2,8 | ±1,6
±3,0 | 9 | ПС «КБК» (110/6) ф-54 | ТШЛ-10
КТ 0,5 S
Ктт=3000/5
Госреестр № 6811-78 | НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49 | Меркурий 230ART2-00
КТ 0,5s/1,0 Госреестр № 23345-07 | СИКОН С 70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,5
±2,7 | ±1,6
±3,0 | 10 | ПС «КБК» (110/6) ф-8 | ТЛК-10-6 (5) КТ 0,5 Ктт=800/5
Госреестр № 9143-01 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49 | СЭТ 4ТМ 03.01 КТ 0,5s/1,0
Госреестр № 27524-04 | СИКОН С 70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,6
±3,1 | ±1,8
±4,2 | Продолжение таблицы 5
11 | ПС «КБК» (110/6) ф-19 | ТЛК-10-6 (5) КТ 0,5 Ктт=800/5
Госреестр № 9143-01 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49 | СЭТ 4ТМ 03.01 КТ 0,5s/1,0
Госреестр № 27524-04 | СИКОН С 70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,6
±3,1 | ±1,8
±4,2 | 12 | ПС «КБК» (110/6) ТСН-1 ГЩУ пан.51 | ТК-0,66 (5) КТ 0,5 Ктт=400/5
Госреестр № 1407-60 | - | СЭТ 4ТМ 02.02 КТ 0,5/0,5
Госреестр № 20175-01 | СИКОН С 70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,6
±2,8 | ±1,8
±3,8 | 13 | ПС «КБК» (110/6) ТСН-2 ГЩУ пан.51 | ТК-0,66 (5) КТ 0,5 Ктт=400/5
Госреестр № 1407-60 | - | СЭТ 4ТМ 02.02 КТ 0,5/0,5
Госреестр № 20175-01 | СИКОН С 70 Госреестр № 28822-05 | активнаяреактивная | ±1,6
±2,8 | ±1,8
±3,8 |
Примечания:
Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98·Uhom до 1,02 ·Uhom;
•сила тока от Iном до 1,2· Iном, cosφ=0,9 инд;
•температура окружающей среды (20 ± 5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети от 0,9· Uhom до 1,1 ·Uhom;
сила тока от 0,05· Iном до 1,2 ·Iном для ИИК 1-13;
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до 60°С;
для счетчиков электроэнергии Меркурий 230 от минус 40°С до 55°С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
для сервера от 10 до 40°С
для УСПД от минус 10 °С до 40°С
Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 5. 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:
·счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
·счетчик электроэнергии Меркурий 230 – среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
·УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
·УСПД (СИКОН С70) – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
·ИКМ «Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
·для счетчика Тв ≤ 7 сут;
·для УСПД Тв ≤ 24 ч;
·для сервера Тв ≤ 1 ч;
·для компьютера АРМ Тв ≤ 1 ч.Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
·клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройствадля пломбирования;
·панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механи-ческими пломбами;
·наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневыхпаролей на счетчиках, УССВ, 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:
·фактов параметрирования счетчика;
·фактов пропадания напряжения;
·фактов коррекции времени.Возможность коррекции времени в:
·счетчиках (функция автоматизирована);
·УСПД (функция автоматизирована);
·сервере (функция автоматизирована).Глубина хранения информации:
·счетчик электроэнергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – не менее 85 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. |