| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-ти минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
-периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии средств измерений;
-хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные места (АРМы);
-предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера ОАО «Сетевая компания»;
-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей доступа и т.п.);
-диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-обеспечение подготовки данных об измеренных величинах и о состоянии средств измерений в заранее согласованных XML форматах (макетах) для передачи их по электронной почте участникам Оптового Рынка Электрической Энергии и Мощности (ОРЭМ), а так же приемки по электронной почте аналогичных макетов от АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ с последующей загрузкой полученных данных в специализированную базу данных АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт». Состав данных в макетах – результаты измерений и состояние средств измерений (формируются разными макетами);
-конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» включает в себя следующие уровни.
Первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее – счетчики), установленные на объектах, указанных в таблице 12.
Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «Сикон С1» (Госреестр №15236-03) и «Сикон С70» (Госреестр №28822-05), обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы), УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). 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 (Госреестр№41681-10); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей и программное обеспечение (ПО) "Пирамида 2000".
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 макетовXML 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.
Описание метрологических и технических характеристик ИИК, по которым производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ и которые включены в АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ по отношению к ОАО «Татэнергосбыт», приведены в приложениях (описании типов средств измерений) свидетельств об утверждении типов средств измерений данных АИИС КУЭ. Номера Госреестра по каждой АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ приведены в таблице 4.
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 фиксируется 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 электропитания 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 происходят 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 с.
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 с.
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) и в дальнейшем используется при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида 200» 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, хранения и передачи заинтересованным пользователям АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
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.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИИК и метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 11, 12.
Таблица 11
| Параметр | Значение | | 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 | 500; 220; 35; 10; 6; | | Первичные номинальные токи, кА | 3; 2; 1,5; 1,2; 0,6; 0,4; 0,3; 0,2; 0,15; 0,1 | | Номинальное вторичное напряжение, В | 100 | | Номинальный вторичный ток, А | 1;5 | | Количество точек учета (ИИК) шт. | 41 | | 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 |
Таблица 12
| №п/п
| Наименование объекта
| Состав измерительного канала | Вид измеря-емой энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | ОАО «Татэнергосбыт» - ООО «ЭнергоСбытовая Компания Башкортостана» | | 1 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 500 кВ Бугульма-Бекетово | SAS-550;КТ 0,2S Ктт=3000/1 Госреестр № 25121-07 | ТЕМР-550;
КТ 0,2
Ктт 500000/100, Госреестр №25474-03 | СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±0,9 | ±1,0 | | 2 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 500 кВ Бугульма-Бекетово(резерв) | SAS-550; КТ 0,2S Ктт=3000/1 Госреестр № 25121-07 | ТЕМР-550;
КТ 0,2
Ктт 500000/100, Госреестр №25474-03 | СЭТ -4ТМ.02КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 20175-01 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±0,9 | ±1,0 | | 3 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 220 кВ Бугульма -Аксаково | ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58У1 КТ 0,5
Ктт= 220000/100 Госреестр № 14626-06 | СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,2 | ±1,4 | | 4 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 220 кВ Бугульма –Аксаково (резерв) | ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58У1 КТ 0,5
Ктт= 220000/100 Госреестр № 14626-06 | СЭТ -4ТМ.02КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 20175-01 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,2 | ±1,4 |
Продолжение таблицы 12
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 5 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 220 кВ Бугульма-Туймазы | ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58У1 КТ 0,5
Ктт= 220000/100 Госреестр № 14626-06 | СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С1Госреестр№ 15236-03 | активная
реактивная | ±1,2 | ±1,4 | | 6 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 220 кВ Бугульма-Туймазы (резерв) | ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58У1 КТ 0,5
Ктт= 220000/100 Госреестр № 14626-06 | СЭТ -4ТМ.02КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 20175-01 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,2 | ±1,4 | | 7 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ОВ -220 кВ | ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=2000/1 Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58У1 КТ 0,5
Ктт= 220000/100 Госреестр № 14626-06 | СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,2 | ±1,4 | | 8 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ОВ -220 кВ(резерв) | ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=2000/1 Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Госреестр № 14626-06 | СЭТ -4ТМ.02КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 20175-01 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,2 | ±1,4 | | 9 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) Плавка гололеда 35кВ | ТФНД-35 КТ 0,5 Ктт=1500/5 Госреестр № 3689-73 | ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Госреестр № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,2 | ±1,4 | | 10 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) Плавка гололеда 35кВ(резерв) | ТФНД-35 КТ 0,5 Ктт=1500/5 Госреестр № 3689-73 | ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Госреестр № 912-70 | СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 20175-01 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,2 | ±1,4 |
Продолжение таблицы 12
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | ПС «Бавлы» | | 11 | ПС Бавлы (110/35/6) ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево 7-711 | ТФН-35 КТ 0,5 Ктт=150/5 Госреестр № 3690-73 | НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Госреестр № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2 S /0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 12 | ПС Бавлы (110/35/6) ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево 7-711(резерв) | ТФН-35 КТ 0,5 Ктт=150/5 Госреестр № 3690-73 | НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Госреестр № 19813-09 | СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,5S/0,5 Госреестр № 20175-01 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,7 | ±1,9 | | ПС «Тумутук» | | 13 | ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук-Юзеево | ТФЗМ 35А-У1; КТ 0,5 Ктт=100/5 Госреестр № 26417-06 | НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Госреестр № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2 S /0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 14 | ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук-Юзеево(резерв) | ТФЗМ 35А-У1; КТ 0,5 Ктт=100/5 Госреестр № 26417-06 | НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Госреестр № 19813-09 | СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,5S/0,5 Госреестр № 20175-01 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,7 | ±1,9 | | 15 | ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук -Куштеряк ф.6кВ 27-04 | ТОЛ10; КТ 0,5 Ктт=200/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10КТ 0,5 Ктт= 10000/100 Госреестр № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2 S /0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 |
Продолжение таблицы 12
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 16 | ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук -Куштеряк ф.6кВ 27-04 (резерв) | ТОЛ10; КТ 0,5 Ктт=200/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10КТ 0,5 Ктт= 10000/100 Госреестр № 11094-87 | СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,5S/0,5 Госреестр № 20175-01 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,7 | ±1,9 | | ПС «Ютаза» | | 17 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф.45-05 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 18 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-15 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | ОАО «Татэнергосбыт» – ООО «Энергосбытовая компания» (ООО «Башнефть-добыча» в границах республики Башкортостан) | | ПС «Александровка» | | 19 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-01 | ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Госреестр № 15128-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 |
Продолжение таблицы 12
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 20 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-02 | ТОЛ-10-1-1У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Госреестр № 15128-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 21 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-03 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 7069-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 22 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-04 | ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Госреестр № 15128-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 23 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-05 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Госреестр № 7069-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 24 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-06 | ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Госреестр № 15128-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 25 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-07 | ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Госреестр № 15128-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр№ 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 |
Продолжение таблицы 12
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 26 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-08 | ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Госреестр № 15128-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 27 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-09 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Госреестр № 7069-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 28 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-10 | ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Госреестр № 15128-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 29 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-11 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Госреестр № 7069-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 30 | ПС Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-12 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 7069-07 | НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | ПС «Ютаза» | | 31 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-01 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 |
Продолжение таблицы 12
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 32 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-02 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 33 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-03 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 34 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф.45-04 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 35 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-08 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр№ 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 36 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-09 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 |
Продолжение таблицы 12
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 37 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-10 | ТОЛ-10 КТ 0,5Ктт=600/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 38 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф.45-12 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 39 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-13 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | 40 | ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-14 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5
Ктт= 6000/100 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±1,6 | ±1,8 | | ОАО «Татэнергосбыт» -_ФСК ЕЭС_МЭС Урала | | ПС «Щелоков-500» | | 41 | ВЛ 500 кВ Щелоков-Удмуртская | SAS 550
КТ 0,2S
Ктт=2000/1
Госреестр №25121-07 | VEOS 525
КТ 0,2
Ктн= 500000/100
Госреестр №37113-08 | СЭТ-4ТМ.03.16
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №27524-04 | СИКОН С70 Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,9 | ±1,0 |
Таблица 13
| Данные поступающие с автоматизированных информационных измерительнных систем учета | | № пп. | № т. и. | Точка измерений | Наименование системы, номер Госреестра | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Урала | | 1 | 42 | 182030001103101 | ПС 500 кВ Удмуртская; ВЛ-500 кВКармановская ГРЭС | Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии "ПС 500 кВ. Удмуртская" регистрационный № 46469-10. | | 2 | 43 | 182030001103201 | ПС 500 кВ Удмуртская; ВЛ-500 кВ «500кВ Щелоков» | | ОАО «Татэнергосбыт» - ООО «Энерго Сбытовая Компания Башкортостана» | | 3 | 44 | 023030001103102 | ВЛ-500кВ Кармановская ГРЭС – Удмуртская
(от Кармановской ГРЭС до опоры 113) | Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» регистрационный №58406-14, в которую информация поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» регистрационный №52559-13. |
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·Uном до 1,02 ·Uном;
•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· Uном до 1,1 ·Uном;
сила тока от 0,05· Iном до 1,2 ·Iном ;
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ от минус 40 °С до 60°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 3. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.После замены измерительных компонентов и восстановления ИК предъявить ИК на внеочередную поверку.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей измерения энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в «Методике поверки» АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь».
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (δр), рассчитываютсяпо следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
,где
δp - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
δэ-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.З измерения электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт*ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
где,∆t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тcр - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Надежность применяемых в системе компонентов:
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т= 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т= 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч;
ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.
Надежность системных решений:
Резервирование питания электросчетчиков от цепей переменного тока 220в, УСПД и ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройств АВР ;
Резервирование каналов связи: информация о результатах измерений и состоянии средств измерений может передаваться/приниматься в/от организации-участники ОРЭМ по коммутируемым каналам связи, GSM и по электронной почте;
Регистрация событий:
В журнале событий счетчика;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Журнал УСПД:
- параметрирования;
- коррекция времени в счетчике и УСПД;
- пропадания напряжения.
|
