Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - 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 (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЯТи-327-Е1-В04-М04, RTU-327-E1-B16-M16 (далее - УСПД), NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД) АО «Волга», автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) АО «Волга», программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер БД АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ.
АРМ АО «Волга» в автоматическом режиме по сети Internet с использованием ЭП раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. В качестве источника синхронизации времени используется NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 осуществляется от сигналов шкалы Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 относительно шкалы времени UTS (SU) не превышает 10 мс. NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16. Коррекция часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 проводится при расхождении часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 и времени NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 более чем на ±1 с.
Коррекция часов сервера баз данных (БД) проводится при расхождении часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 и сервера баз данных (БД) более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД RTU-327-Е1-В04-М04 проводится при расхождении часов сервера баз данных (БД) и УСПД RTU-327-Е1-В04-М04 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.
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 используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.05, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает 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».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о К | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/ УССВ/ Сервер | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ПС 110 кВ Накат |
| | ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.14, ВЛ-110 кВ №102 | ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | активная | ±1,1 | ±3,1 |
| 1 | Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-327-E1-В04-М04 Рег. № 41907-09 | реактивная | ±2,7 | ±5,6 |
| 2 | ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.1, отпайка от ВЛ-110 кВ ГЭС-ЦБК | ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 3 | ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.10, ВЛ-110 кВ ГЭС-ЦБК | ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | HP ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, III с.ш. 6 кВ, Яч.21, КЛ-6 кВ ф.621 | ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 5 | ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, II с.ш. 6 кВ, Яч.12, КЛ-6 кВ ф.612 | ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-327-Е1-В04-М04 Рег. № 41907-09 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 6 | ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, Яч.32, КЛ-632 6 кВ | ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 7 | ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, Яч.28, КЛ-673 6 кВ | ТПЛ-10-У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 8 | ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-2 6 кВ, I с.ш. 6 кВ, Яч.9, КЛ-675 6 кВ | ТПЛ-10-У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| | Рег. № 46738-11 | | | | | |
| ПС 110 кВ №1 |
| 9 | ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ, II аш. 6 кВ, Яч.36, КЛ-636 6 кВ | ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-327-ЕЬ В04-М04 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 10 | ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ, I аш. 6 кВ, Яч.13, КЛ-6 кВ | ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 11 | ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ, IV аш. 6 кВ, Яч.46, КЛ-6 кВ | ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| ПС 110 кВ БЦКК |
| 12 | ПС 110 кВ БЦКК, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, Яч.39, КЛ-639 6 кВ | ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 2473-05 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-327-ЕЬ В04-М04 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 13 | ПС 110 кВ БЦКК, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, Яч.44, КЛ-644 6 кВ | ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 2473-05 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Нижегородская ГРЭС |
| 14 | Нижегородская ГРЭС, 0РУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №101 | ТФЗМ 110E-IV У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 15 | Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №102 | ТФЗМ 110E-IV У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 16 | Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №103 | ТФЗМ 110E-IV У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 17 | Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №104 | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 18 | Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №106 | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 19 | Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №107 | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 20 | Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №108 | ТФЗМ 110Б-^ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 21 | Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, СВВ 1-3 | ТФЗМ 110Б-^ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 22 | Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, СВВ 2-4 | ТФЗМ 110Б-^ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 23 | Нижегородская ГРЭС, 0РУ-110 кВ 3ГТ, ввод 110 кВ Т-13 | ТВ-110-II Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 19720-00 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 24 | Нижегородская ГРЭС, 0РУ-110 кВ 3ГТ, МВ-СВ ОРУ-3ГТ | ТВИ-110 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 30559-05 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 25 | Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ, 2 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.14, КЛ-1 6 кВ ЦРП г.Балахна | ТП0Ф-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 26 | Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ, 2 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.11, КЛ-2 6 кВ ЦРП г.Балахна | ТП0Ф-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 27 | Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ, 1 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.3, КЛ-3 6 кВ ЦРП г.Балахна | ТП0Ф-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50 | ЗН0Л.06-6 У1 Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| РУ-6 кВ Волжская насосная станция |
| 28 | РУ-6 кВ Волжская насосная станция, 2 с.ш. 6 кВ, Яч.10 | ТПФ 10-0,5 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 150/5 Рег. № 517-50 | ЗНОЛ-06-6 У3 Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5 | активная реактивная | ±0,9 ±2,4 | ±3,0 ±5,5 |
| 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 cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 28 от минус 40 до плюс 35 °C.
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.
5. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 28 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | 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 ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2(5) 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 +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УСПД и сервера, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
| для УСПД RTU-327-Е1-В04-М04 | 40000 |
| для УСПД RTU-327-E1-B16-M16 | 40000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| 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 | 113,7 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| 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 АИИС КУЭ 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.
| Наименование | Тип | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 У3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М У2 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М У2 | 6 |
| Трансформатор тока | ТВУ-110-50 | 9 |
| Трансформатор тока | ТПОФ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 | 12 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-ГУ У1 | 15 |
| Трансформатор тока | ТВ-110-II | 3 |
| Трансформатор тока | ТВИ-110 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10-1 У3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПФ10-0,5 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6У3 | 18 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6У3 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6 У1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 21 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-06-6 У3 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 28 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327-Е1-В04-М04 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327-E1-B16-M16 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 | 1 |
| Программное обеспечение | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL380 G5 | 1 |
| Методика поверки | МП 075-2018 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.587 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 075-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 06.11.2018 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 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- УСПД RTU-327-Е1-В04-М04, RTU-327-E1-B16-M16 - 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.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.
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 «Волга», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
73716-18: Методика поверки МП 075-2018Скачать989.0 Кб