Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт". Часть 2
- АО "РЭС Групп", г.Владимир
-
Скачать
71091-18: Методика поверки МП 008-2018Скачать2.5 Мб71091-18: Описание типа СИСкачать168.4 Кб
- 21.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт". Часть 2
Основные | |
Тип | |
Зарегистрировано поверок | 4 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачи данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранения результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организации (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя:
Для ИК №№ 1 - 4 - устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) RXU-325L, сервер АИИС КУЭ ОАО «АЭХК» (рег. №47140-11), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), выполненного на базе GPS-приемника типа УССВ 35HVS, каналообразующую аппаратуру;
Для ИК №№ 5 - 41 - сервер АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор») (рег. №64363-16), устройства синхронизации времени (далее - УСВ), выполненного на базе GPS-приемника, каналообразующую аппаратуру;
Для ИК №№ 42 - 56 - УСПД RTU-325L, сервер АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» по границам ОРЭ (рег. №38984-08, 58349-14), УСВ, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру;
Для ИК №№ 57 - 58 - УСПД RTU-327L, сервер АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» по границам ОРЭ (рег. №38984-08, 58349-14), УСВ, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру;
Для ИК № 59 - сервер АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ) (рег. №49948-12), УСВ, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру;
Для ИК №№ 60 - 70 - УСПД RTU-325, сервер АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» (рег. №44152-10), УССВ, выполненного на базе GPS-приемника, каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя: сервер баз данных (СБД) АО «Атомэнергопромсбыт» с установленным программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», локальновычислительную сеть, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерений и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых числах кВт ч.
В точках измерений 1-4, цифровой сигнал с выходов счетчиков на объектах АО «АЭХК» по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений на сервер АО «АЭХК». Все каналы связи являются защищенными и имеют ограниченный набор команд.
Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации производится с помощью программного обеспечения в УСПД. Значения пересчитанных коэффициентов трансформации защищены от изменения путем включения в хэш-код идентификационных признаков. Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485.
Сопряжение электросчетчиков и УСПД на ГПП-1, электросчетчиков и УСПД на ГПП-2 с сервером АО «АЭХК» осуществляется посредством преобразователя интерфейсов RS-422/485
- Ethernet с использованием оптоволоконного кабеля, образуя основной канал передачи данных.
С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер АИИС КУЭ ОАО «АЭХК», где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040) на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.
В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с последующей выгрузкой собранной информации в базу данных сервера АО «АЭХК».
В точках измерений №№ 13-18, 24-26, 28, 30-32, 35, 36 цифровой сигнал с выходов счетчиков по физическим линиям (интерфейс RS-485), поступает на входы сервера АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор»), в точках измерений №№ 5-8, 33, 34, 37, 38, 39-41 по GSM-каналам связи один раз в 30 минут происходит опрос счетчиков и считывание с них 30-минутных профилей мощности для каждого канала учета, параметров электросети и журналов событий сервером АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор») с периодичностью, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата
80020.80030.80040) на сервер баз данных (СБД) АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.
В точках измерений 42-58, на объектах ПАО «МОЭСК», УСПД по проводным линиям связи считывают значения мощностей и текущие показания счетчиков, также в них осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учёта без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации. С УСПД измерительные сигналы поступают на сервер АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК», где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040) на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.
В точке измерений 59, цифровой сигнал с выхода счетчика на объекте АО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ) по проводным каналам связи поступает на сервер АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040) на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.
В точках измерений 60-70, на объектах АО «ПО ЭХЗ», УСПД по проводным линиям связи и считывают значения мощностей и текущие показания счетчиков, также в них осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1 так, как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учёта без их предварительного конфигурирования) и хранения измерительной информации. С УСПД измерительные сигналы поступают на сервер АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ», где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата
80020.80030.80040) на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.
В точках измерений 71-72, на объектах ЗАО «Плайтерра», цифровой сигнал с выхода счетчика поступает на сервер АО «Атомэнергопромсбыт», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040).
На верхнем - уровне системы при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента
Отчеты в формате XML формируются на ИВК АО «Атомэнергопромсбыт», подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по каналу связи сети интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы.
В точках измерений 1-4 на сервере АИИС КУЭ ОАО «АЭХК» установлено УССВ 35HVS выполненного на базе GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении часов сервера и GPS-приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера более чем на ±1 с. Сличение времени сервера и УСПД проводится при каждом сеансе связи. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
В точках измерений 5-41 на сервере АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор») установлен GPS-приемник, который обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении часов сервера и GPS-приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±2 с.
В точках измерений 42-58 на сервере АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» установлено УСВ-1, выполненное на базе GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении часов сервера и GPS-приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера более чем на ±1 с. Сличение времени сервера и УСПД проводится при каждом сеансе связи. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
В точке измерений 59 на сервере АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ) установлено УСВ выполненного на базе GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении часов сервера и GPS-приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±2 с.
В точках измерений 60-70 на УСПД установлено УССВ выполненное на базе GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и GPS-приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов сервера АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» проводится при расхождении часов сервера и времени УСПД более чем на ±1 с. Сличение времени сервера и УСПД проводится при каждом сеансе связи. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью
1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
В точках измерений 71-72 часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» более чем на ± 2 с.
В качестве источника синхронизации времени ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» используется NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTS (SU) не превышает 10 мс. Сервер периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используются ПО АльфаЦЕНТР и ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО АльфаЦЕНТР и ПО ПК «Энергосфера» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АльфаЦЕНТР и ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки | Значение |
ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «АЭХК» | |
Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
ПО на сервере АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» | |
(ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор») | |
Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 6.0 |
Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» | |
Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ) | |
Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 6.0 |
Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Идентификационные признаки | Значение |
ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» | |
Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
ПО на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» | |
Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.04 |
Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО ПК «Энергосфера» не влияют на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
о, е ме о Н | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэне ргии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условии-ях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | ГПП-1 ПС Иркутская (500/220/110/35/10/6), ОРУ-110 кВ, яч. МВ-110 ШП-10А | ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1 Кл. т. 0,5S 1000/5 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
2 | ГПП-2 ПС Иркутская (500/220/110/35/10/6), ОРУ-110 кВ, яч. МВ-110 ШП-10Б | ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1 Кл. т. 0,5S 1000/5 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
3 | ГПП-1 ПС Иркутская (500/220/110/35/10/6), ОРУ-110 кВ, яч. МВ-110 ШП-11А | ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1 Кл. т. 0,5S 1000/5 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
4 | ГПП-2 ПС Иркутская (500/220/110/35/10/6), ОРУ-110 кВ, яч. МВ-110 ШП-11Б | ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1 Кл. т. 0,5S 1000/5 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
5 | ПС 220 кВ Янтарь, РУ-6 кВ, 1С 6 кВ | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
6 | ПС 220 кВ Янтарь, РУ-6 кВ, 2С 6 кВ | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
7 | ПС 220 кВ Янтарь, РУ-6 кВ, 3С 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 1500/5 | ЗНОЛ.06-6УЗ Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
8 | ПС 220 кВ Янтарь, РУ-6 кВ, 4С 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 1500/5 | ЗНОЛ.06-6УЗ Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 ЗНОЛ | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
9 | ПС 220 кВ Янтарь, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ У ральская-Янтарь | ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 Кл. т. 0,2 600/5 | ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | (N~ ^ ±± |
10 | ПС 220 кВ Янтарь, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Кварц-Янтарь | ТВГ-УЭТМ®-110 УХЛ2 Кл. т. 0,2 600/5 | ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,4 ±2,6 |
11 | ПС 220 кВ Янтарь, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Янтарь-Яшма-1 | ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 Кл. т. 0,2 600/5 | ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | (N~ ^ ±± |
12 | ПС 220 кВ Янтарь, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Янтарь-Яшма-2 | ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 Кл. т. 0,2 600/5 | ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | (N~ ^ ±± |
13 | ПС 110 кВ Уральская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ НТГРЭС-Уральская-1 | ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 Кл. т. 0,2 600/5 | ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | (N~ ^ ±± |
14 | ПС 110 кВ Уральская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ НТГРЭС-Уральская-2 | ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 Кл. т. 0,2 600/5 | ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | (N~ ^ ±± |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
15 | ПС 110 кВ Уральская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Уральская-Ис | ТВГ-УЭТМ®-110 УХЛ2 Кл. т. 0,2 600/5 | ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,1 ±4,1 |
16 | ПС 110 кВ Уральская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Гранит-Уральская | ТВГ-УЭТМ®-110 УХЛ2 Кл. т. 0,2 600/5 | ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,1 ±4,1 |
17 | ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ, ф.27 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
18 | ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ, ф.28 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
19 | ТП-93 6 кВ, ввод 0,4 тр-ра | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 300/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
20 | ПС 110 кВ Яшма, РУ-6 кВ, яч.31 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
21 | ПС 110 кВ Яшма, РУ-6 кВ, яч.4 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
22 | ТП-2080 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.3 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
23 | ТП-2080 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.23 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ, | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | ±3,3 | ||
24 | КЛ-6 кВ к ТП-2206 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | ||||
6 кВ | 400/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | |||
ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ, | ТПЛ-10-М-У2 | НТМИ-6-66 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | ±3,4 | ||
25 | КЛ-6 кВ к ТП-2207 | Кл. т. 0,5S | Кл. т. 0,5 | - | ||||
6 кВ | 400/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,8 | ±5,8 | |||
26 | ТП-230 6 кВ, РУ-6 кВ, | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М | активная | ±1,2 | ±3,3 | |
ф.230-92-363 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | ||||
27 | ТП-93 6 кВ, РУ-0,4 кВ, | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 50/5 | СЭТ-4ТМ.03М.09 | активная | ±1,0 | ±3,2 | ||
ф.4 | Кл. т. 0,5 S/1,03 | реактивная | ±2,4 | ±5,6 | ||||
ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ, | ТПОЛ-10 | НТМИ-6-66 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | ±3,3 | ||
28 | 1С 6 кВ, КЛ-6 кВ | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | ||||
к ТП-2350 | 600/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | |||
29 | ТП-93 6 кВ, РУ-0,4 кВ, | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | активная | ±1,0 | ±3,3 | ||
ф. 3 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,4 | ±5,7 | ||||
ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ, | ТПОЛ-10 | НТМИ-6-66 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | ±3,3 | ||
30 | 2С 6 кВ, КЛ-6 кВ | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | ||||
к ТП-2350 | 600/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | |||
ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ, | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | ±3,3 | ||
31 | 1С 6 кВ, КЛ-6 кВ | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | ||||
к ТП-2370 | 400/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | |||
ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ, | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | ±3,3 | ||
32 | 2С 6 кВ, КЛ-6 кВ | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | ||||
к ТП-2370 | 400/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | |||
33 | ПС 110 кВ Яшма, | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М | активная | ±1,1 | ±3,0 | |
РУ 6 кВ, ф.6 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
34 | ПС 110 кВ Яшма, РУ 6 кВ, ф.33 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
35 | ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ, ф.34 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
36 | ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ, ф.37 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
37 | ТП-203 6 кВ, РУ-6 кВ, ф. 203-761 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
38 | ТП-203 6 кВ, РУ-6 кВ, ф. 203-786 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
39 | ТП-93 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.1 | ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5 300/5 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
40 | ТП-93 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.3 | ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5 300/5 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
41 | ТП-93 6 кВ, РУ-6 кВ, ф. 93-700 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 100/5 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
42 | ПС-182 КРУН-6 кВ фид.38 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ,3 ,3 СП ±± |
43 | ПС-182 КРУН-6 кВ фид.45 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ,3 ,3 СП in ±± |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
44 | ПС-182 КРУН-6 кВ фид.56 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,3 ±5,2 |
45 | ПС-182 ЗРУ-6 кВ фид.7 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 800/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ,3 ,3 СП ±± |
46 | ПС-182 ЗРУ-6 кВ фид.9 | ТПОФ10 Кл. т. 0,5 750/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ,3 ,3 СП in ±± |
47 | ПС-182 ЗРУ-6 кВ фид.10 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 750/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ,3 ,3 СП in ±± |
48 | ПС-182 КРУН-6 кВ фид.24 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ,3 ,3 СП in ±± |
49 | ПС-182 КРУН-6 кВ фид.26 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ,3 ,3 СП in ±± |
50 | ПС-182 КРУН-6 кВ фид.37 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
51 | ПС-182 КРУН-6 кВ фид.42 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
52 | ПС-182 КРУН-6 кВ фид.62 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,3 ±5,2 |
53 | ПС-182 КРУН-6 кВ фид.65 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,3 ±5,2 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
54 | ПС-182 КРУН-6 кВ фид.67 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,3 ±5,2 |
55 | ПС-182 КРУ-10 кВ фид.5 | ТОЛ-К-10У2 Кл. т. 0,5 1000/5 | НТМИ-10-66УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
56 | ПС-182 КРУ-10 кВ фид.6 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-325L | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ,3 ,3 СП ±± |
57 | ПС-61 КРУ-6 кВ фид.45 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327L- E2-M2-B2 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ,3 ,3 СП in ±± |
58 | ПС-61 КРУ-6 кВ фид.46 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327L- E2-M2-B2 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ,3 ,3 СП in ±± |
59 | ЩУ 1-0,4 кВ гаражного бокса, КЛ-0,4 кВ от ВР1 0,4 кВ | ТОП М-0,66 УЗ Кл. т. 0,5S 50/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
60 | ПС-22 110 кВ, ОРУ-110 кВ, п.11Р. ВЛ 110 кВ Красноярская ГРЭС-2 - ЭХЗ 2 цепь (С-104) | ТФЗМ-110Б-Ш У1 Кл. т. 0,5 1500/5 | НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 | А1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
61 | ПС-243 110 кВ, ОРУ-110 кВ, п.11Р. ВЛ 110 кВ Красноярская ГРЭС-2 - ЭХЗ 3 цепь (С-105) | ТФЗМ-110Б-Ш У1 Кл. т. 0,5 1500/5 | НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 | А1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
ПС-22 110 кВ, | ||||||||
ОРУ-110 кВ, п.11Р. ВЛ 110 кВ Красноярская ГРЭС-2 - ЭХЗ 4 цепь (С-106) | ТФЗМ-110Б-Ш У1 | НКФ-110-57 | А1802RAL-P4GB- | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
62 | Кл. т. 0,5 1500/5 | Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 | DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 | |
ПС-23 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 48 | ТПЛ-10УЗ | НТМИ-6 | А1802RAL-P4GB- | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
63 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | DW-4 | RTU-325 | ||||
400/5 | 6000/100 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 | |||
ПС-23 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 19 | ТВЛ-10 | НТМИ-6 | А1802RAL-P4GB- | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
64 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | DW-4 | RTU-325 | ||||
300/5 | 6000/100 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 | |||
ПС-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 7 | ТОЛ-10 уз | НАМИТ - 10-2УХЛ2 | А1802RAL-P4GB- | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
65 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | DW-4 | RTU-325 | ||||
200/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 | |||
ПС-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 38 | ТОЛ-10 уз | НАМИТ - 10-2УХЛ2 | А1802RAL-P4GB- | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
66 | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | DW-4 | RTU-325 | ||||
200/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 | |||
ТП ТНС-9 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 9 | ТОЛ-10 -1-1У2 | ЗНОЛ.06-6У3 | А1802RAL-P4GB- | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
67 | Кл. т. 0,5 5/5 | Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 | |
ТП ТНС-9 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 10 | ТОЛ-10 -1-1У2 | ЗНОЛ.06-6У3 | А1802RAL-P4GB- | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
68 | Кл. т. 0,5 5/5 | Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 | |
ТП ТНС-9 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 11 | ТОЛ-10 -1-1У2 | ЗНОЛ.06-6У3 | А1802RAL-P4GB- | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
69 | Кл. т. 0,5 30/5 | Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 | |
ТП ТНС-9 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 12 | ТОЛ-10 -1-1У2 | ЗНОЛ.06-6У3 | А1802RAL-P4GB- | активная | ±1,1 | ±3,0 | ||
70 | Кл. т. 0,5 30/5 | Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
71 | ТР-1 10 кВ, Яч №9, ввод 1 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5 | ЗНОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
72 | ТР-1 10 кВ, Яч №1, ввод 2 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5 | ЗНОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, I=0,02 (0,05 !ном) и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 72 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Допускается замена устройства синхронизации времени на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение |
Количество измерительных каналов | 72 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
- ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
- частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cosj | 0,9 |
- температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
- ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
- коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
электросчетчиков, С: | от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
сервера, С | от +10 до +60 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
для электросчетчика A1802RAL-Р4GB-DW-4 | 120000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 165000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01 | 165000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТM.02M.03 | 165000 |
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05M.04 | 140000 |
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.00 | 140000 |
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05M | 140000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.09 | 140000 |
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.00 | 165000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 140000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТM.02.2 | 90000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03 | 90000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03.01 | 90000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03 | 140000 |
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.04 | 165000 |
для электросчетчика A1802RAL-F4GB-DW-4 | 120000 |
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.12.01 | 165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
для УСПД RXU-325L, RTO-325 | 100000 |
для УСПД RТU-327L-E2-M2-B2 | 40000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
Наименование характеристики | Значение |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
направлениях, сутки, не менее | 114 |
- при отключении питания, лет, не менее | 40 |
УСПД: | |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление | |
за месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, | |
не менее | 10 |
Сервер: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | Рег № | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор тока | ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1 | 61552-15 | 12 |
Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 1423-60 | 4 |
Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 51623-12 | 6 |
Трансформатор тока | ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 | 52619-13 | 5 |
Трансформатор тока | ТВГ-УЭТМ®-110 УХЛ2 | 52619-13 | 3 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 21 |
Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 47957-11 | 3 |
Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2473-69 | 8 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 2473-69 | 1 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10-М-У2 | 47958-11 | 6 |
Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 47959-11 | 3 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-59 | 18 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 47958-11 | 2 |
Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 15174-06 | 3 |
Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 3848-73 | 4 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-08 | 2 |
Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 3 |
Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2473-05 | 2 |
Трансформатор тока | ТПОФ10 | 518-50 | 2 |
Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 1856-63 | 8 |
Трансформатор тока | ТОЛ-К-10У2 | 57873-14 | 2 |
Трансформатор тока | ТОП М-0,66 УЗ | 59924-15 | 3 |
Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-Ш У1 | 2793-88 | 9 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10УЗ | 1276-59 | 2 |
Трансформатор тока | ТВЛ-10 | 1856-63 | 2 |
Трансформатор тока | ТОЛ-10 уз | 7069-79 | 4 |
Трансформатор тока | ТОЛ-10 -1-1У2 | 15128-07 | 12 |
Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 51623-12 | 4 |
Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 26452-06 | 12 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2611-70 | 2 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6УЗ | 46738-11 | 5 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 46738-11 | 1 |
Трансформатор напряжения | ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 | 53343-13 | 12 |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 11 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 8 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6У3 | 46738-11 | 1 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6У3 | 3344-08 | 8 |
Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 2 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66УЗ | 831-69 | 1 |
Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-00 | 1 |
Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 14205-05 | 12 |
Трансформатор напряжения | НАМИТ - 10-2УХЛ2 | 18178-99 | 2 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-НТЗ-10 | 51676-12 | 6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RAL-F4GB-DW-4 | 31857-06 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 36697-12 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.01 | 36697-12 | 7 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.02M.03 | 36697-12 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05M | 36355-07 | 5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05M.04 | 36355-07 | 2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.09 | 36697-08 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК.00 | 50460-12 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 36697-08 | 6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК.00 | 64450-16 | 5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.02.2 | 20175-01 | 12 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03 | 27524-04 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03.01 | 27524-04 | 3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК.04 | 50460-12 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RAL-F4GB-DW-4 | 31857-06 | 11 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК.12.01 | 50460-12 | 2 |
Устройство сбора и передачи данных | RТU-325L | 37288-08 | 3 |
Устройство сбора и передачи данных | RТU-325 | 37288-08 | 1 |
Устройство сбора и передачи данных | RТU-327L-E2-M2-B2 | 41907-09 | 1 |
1 | 2 | 3 | 4 |
Программное обеспечение | АЛЬФА Центр | - | 4 |
Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 2 |
У стройство синхронизации времени | УССВ35HVS | - | 1 |
У стройство синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-09 | 1 |
Методика поверки | МП 008-2018 | - | 1 |
Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.531 ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 008-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2. Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 02.04.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков A1802RAL-F4GB-DW-4, A1802RAL-F4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»
19 мая 2006 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТM.03M.01, СЭТ-4ТM.02M.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М, . Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05M, ПСЧ-4ТM.05M.04 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M.09, СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.00, ПСЧ-4ТM.05MК. 12.01, ПСЧ-4ТM.05MК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.00 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.02.2 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03, СЭТ-4ТM.03.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- УСПД RXU-325L, RTO-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСПД RТU-327L-E2-M2-B2 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСВ - 2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.
- УСВ - 1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2, аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения