Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АНПЗ ВНК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», источник точного времени (устройство сбора и передачи данных с подключенным к нему устройством синхронизации системного времени (УССВ)), каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Один раз в сутки сервер автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в виде xml-файлов установленных форматов. Файл с результатами измерений по электронной почте автоматически направляется от сервера на АРМ ООО «РН-Энерго». Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, часы устройства сбора и передачи данных, устройство синхронизации системного времени (УССВ).
Сравнение показаний часов устройства сбора и передачи данных с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему УCСВ) осуществляется не реже одного раза в сутки, корректировка часов устройства сбора и передачи данных производится при расхождении на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами устройства сбора и передачи данных осуществляется при каждом сеансе связи (не реже 1 раза в сутки), корректировка часов сервера производится при расхождении на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, устройства сбора и передачи данных и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер/ ИТВ | Вид элек- триче- ской энер гии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | КТПН-25 кВА 6/0,4 кВ ТО КРО Сибирского филиала ОАО «Мегафон», ввод 0,4 кВ | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 58386-14 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 Рег. № 37288-08 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,6 |
| 2 | КТП-10 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ 0.4 кВ, яч.№ 11 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 26198-03 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,6 |
| 3 | КТП-10 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ 0.4 кВ, яч.№ 9 | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,6 |
| 4 | КТП-10 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1СШ 0.4 кВ, яч.№ 7 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 28139-07 Фазы: А; С Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52667-13 Фазы: В | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.№ 8 | ТВЛМ-10 | НТМИ-10-66У3 | | | Актив | | |
| | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 5 | 200/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | Рег. № 1856-63 | Рег. № 831-69 | Рег. № 36697-08 | | Реак | 2,3 | 4,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.№ 17 | ТВЛМ-10 | НТМИ-10-66У3 | | | Актив | | |
| | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 6 | 200/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | Рег. № 1856-63 | Рег. № 831-69 | Рег. № 36697-08 | | Реак | 2,3 | 4,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | | ТОЛ-10 | НТМИ-6-66 | | | Актив | | |
| | РТП-6 6 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 7 | РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, | 100/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | HP ProLi | | | |
| | яч.№ 1А | Рег. № 7069-79 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 36697-08 | ant DL580 G5/ | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| | | ТЛМ-10 | НТМИ-6-66 | | RTU-325 | Актив | | |
| | РТП-6 6 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Рег. № | ная | 1,1 | 3,0 |
| 8 | РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, | 150/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | 37288-08 | | | |
| | яч.№ 2Б | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| | | Т-0,66 М У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-21 6/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5S | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | ная | 0,9 | 2,9 |
| 9 | РУ-0,4кВ 2СШ 0,4кВ, | 100/5 | - | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч.№ 19 | Рег. № 36382-07 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 1,9 | 4,6 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-10 6/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5S | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | ная | 0,9 | 2,9 |
| 10 | РУ-0,4 кВ, 2СШ | 200/5 | - | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | 0.4 кВ, яч.№ 20 | Рег. № 26198-03 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 1,9 | 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | Актив | | |
| | КТП-1 6/0,4 кВ | Кл.т. 0,5S | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | ная | 0,9 | 2,9 |
| 11 | (РТП-10 6 кВ), | 600/5 | - | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | РУ-0,4 кВ, яч.№ 7 | Рег. № 19956-00 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 1,9 | 4,6 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-12 6/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5S | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | ная | 0,9 | 2,9 |
| 12 | РУ-0,4 кВ, 2СШ | 600/5 | - | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | 0.4 кВ, п.3 яч.4 | Рег. № 19956-00 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 1,9 | 4,6 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-12 6/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5S | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | ная | 0,9 | 2,9 |
| 13 | РУ-0,4 кВ, 1СШ | 600/5 | - | Кл.т. 0,2S/0,5 | HP ProLi | | | |
| | 0.4 кВ, п.7 яч.3 | Рег. № 19956-00 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36697-08 | ant DL580 G5/ | Реак тивная | 1,9 | 4,6 |
| | | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | | RTU-325 | Актив | | |
| | РТП-7 6/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Рег. № | ная | 1,1 | 3,0 |
| 14 | ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, | 200/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | 37288-08 | | | |
| | яч. № 21 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-12 6/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5S | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | ная | 0,9 | 2,9 |
| 15 | РУ-0.4 кВ, 1СШ | 100/5 | - | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | 0.4 кВ, п.1 гр.2 | Рег. № 26198-03 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 1,9 | 4,6 |
| | | ТПЛ-10У3 | НТМИ-6-66 | | | Актив | | |
| | РТП-7 6/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 16 | ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, | 200/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч. № 17 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТПЛ-10с | НТМИ-6-66 | | | Актив | | |
| | РТП-7 6/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 17 | ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, | 150/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч. № 18 | Рег. № 29390-05 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| | | ТЛО-10 | ЗНОЛП-6 | | | Актив | | |
| | ГПП-5 110/6 кВ, | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 18 | ЗРУ-6 кВ, 4СШ 6 кВ, | 300/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | |
| | яч. № 38 | Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | Рег. № 36697-12 | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| | | ТЛО-10 | ЗНОЛП-6 | | | Актив | | |
| | ГПП-5 110/6 кВ, | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 19 | ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, | 300/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | HP ProLi- | | | |
| | яч. № 10 | Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | Рег. № 36697-08 | ant DL580 G5/ | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| | | ТПЛ-10У3 | НТМИ-6-66 | | RTU-325 | Актив | | |
| | РТП-7 6/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Рег. № | ная | 1,1 | 3,0 |
| 20 | ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, | 150/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | 37288-08 | | | |
| | яч.№ 4 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| | КТПН-250 кВА 6/0,4 кВ ОАО «ОМУС-1» (от ГПП-5 110 кВ), ввод 0,4 кВ | ТШП-40 | | | | Актив | | |
| | Кл.т. 0,5 | | СЭТ-4ТМ.03М.09 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 21 | 400/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Рег. № 58385-14 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36697-12 | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| 22 | Щит-0,4 кВ строительной площадки, КЛ-0.4 кВ от п.№ 4 1ЩСУ-0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 | | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36697-12 | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 23 | КТПН-3 6/0,4 кВ ОАО «ОМУС-1», ввод 0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 Рег. № 37288-08 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 24 | Узел учета № 2 0.4 кВ, КЛ-0.4 кВ от п.3 1Щ-0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 25 | ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ С-701 | ТВ-110 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С | I С.Ш.: НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 26 | ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ С-702 | ТВ-110 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С | II С.Ш.: НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | | I С.Ш.: | | | | | |
| | | | НКФ-110-57 У1 | | | | | |
| | | | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | | | | | |
| | ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ | ТВ-110 | Рег. № 14205-94 | | | Актив | | |
| | Кл.т. 0,5 | Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 27 | 1000/5 | | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | Рег. № 19720-06 | II С.Ш.: | Рег. № 36697-08 | | Реак | 2,3 | 4,7 |
| | Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С | | HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 | тивная | | |
| | КТПН-250 кВА 6/0,4 кВ ОАО «ОМУС-1» (от ГПП-1 110 кВ), ввод 0,4 кВ | Т-0,66 | | | Рег. № | Актив | | |
| | Кл.т. 0,5 | | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 37288-08 | ная | 1,0 | 3,2 |
| 28 | 400/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36697-12 | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| | ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Назаров-ская ГРЭС - Ачинский | ТВ-220 Кл.т. 0,5S | I С.Ш.: НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3 Рег. № 14626-95 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | Актив ная | 1,1 | 3,0 |
| 29 | 600/5 Рег. № 19720-06 Фазы: А; В; С | Зав. № 0804101528 Рег. № 36697-08 | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | НПЗ I цепь (Д-83) | Фазы: А; В; С | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 30 | ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-220 кВ, ОВ-220 кВ | IMB 245 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 32002-06 Фазы: А; В; С | I С.Ш.: НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3 Рег. № 14626-95 Фазы: А; В; С II С.Ш.: НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3 Рег. № 14626-95 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | HP ProLiant DL580 G5/ RTU-325 Рег. № 37288-08 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 31 | ПС 220/110/10 кВ «АНПЗ» № 2, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Назаров-ская ГРЭС - Ачинский НПЗ II цепь (Д-84) | ТВ-220/25 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3191-72 Фазы: А; В; С | II С.Ш.: НКФ-220-58 У1 Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3 Рег. № 14626-95 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 2, 9-13, 15, 18, 19, 25, 29 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена устройства сбора и передачи данных на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 31 |
| Нормальные условия: | | |
| параметры сети: | | |
| напряжение, % от ином | | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | | |
| для ИК №№ 2, 9-13, 15, 18, 19, 25, 29 | | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | | 0,9 |
| частота, Гц | | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | | |
| параметры сети: | | |
| напряжение, % от ином | | |
| ток, % от 1ном | | от 90 до 110 |
| для ИК №№ 2, 9-13, 15, 18, 19, 25, 29 | | |
| для остальных ИК | | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | | от 5 до 120 |
| частота, Гц | | от 0,5 до 1,0 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | от -45 до +40 |
| °С | | от +10 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | | |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-08): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-12): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для устройства сбора и передачи данных: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для УССВ: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 44000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для сервера: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 1 |
| Глубина хранения информации: | | |
| для счетчиков: | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | | 10 |
| для сервера: | | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована);
устройстве сбора и передачи данных (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОП-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 18 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-60 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 13 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 М У3 | 3 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10У3 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10с | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТШП-40 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВ-110 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТВ-220 | 3 |
| Трансформаторы тока | IMB 245 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВ-220/25 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66У3 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛП-6 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-220-58 У1 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 31 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-16П^ | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL580 G5 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-196-2019 | 1 |
| Формуляр | 770652.411789.001.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-196-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АНПЗ ВНК». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 20.09.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «АНПЗ ВНК», свидетельство об аттестации № 225/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «АНПЗВНК»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
76748-19: Методика поверки МП ЭПР-196-2019Скачать7.7 Мб