Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Анапа») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 05533, Зав.№ 01447, Зав.№ 05359, Зав.№ 01625, Зав.№ 04041) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 598, Зав.№ 603, Зав.№ 529, Зав.№ 605) и устройство синхронизации системного времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УСВ-2 (Зав.№ 2034), программное обеспечение (далее - ПО).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Анапа» и ЦСОД ОАО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Анапа» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 710), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Лист № 2 Всего листов 17

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.

Для ИК № 1-36 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: ИК № 1-12 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05533), для ИК № 13-20 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01447), для ИК № 21-24 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05359), для ИК № 25-31 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01625), для ИК № 32-36 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 04041), 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 по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на преобразователь МОХА ТСС-1001, после чего сигнал передаётся на GSM-модем, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Анапа», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Анапа», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS для УСВ-2). Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 не более ±10 мкс. Сервер БД, установленный в ЦСОД ОАО «НЭСК» и сервер, установленный ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Анапа», периоди-

Лист № 3 Всего листов 17

чески сравнивают свое системное время со временем в соответствующих УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем соответствующих УСВ-1 и УСВ-2, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 37-40) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 37-40) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии и от контроллеров СИКОН С70 до счетчиков реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентиф икационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

CalcLeak-

age.dll

Cal-

cLosses.dl

l

Metrol-

ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-

seIEC.dll

Parse-

Modbus.dl

l

ParsePi-

ramida.dll

SynchroN

SI.dll

VerifyTim

e.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b

1b219065

d63da9491

14dae4

b1959ff70

be1eb17c8

3f7b0f6d4

a132f

d79874d1

0fc2b156a

0fdc27e1c

a480ac

52e28d7b6

08799bb3c

cea41b548

d2c83

6f557f885

b7372613

28cd77805

bd1ba7

48e73a928

3d1e66494

521f63d00

b0d9f

c391d6427

1acf4055b

b2a4d3fe1

f8f48

ecf532935

ca1a3fd32

15049af1f

d979f

530d9b01

26f7cdc23

ecd814c4e

b7ca09

1ea5429b2

61fb0e288

4f5b356a1

d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их основные метрологи-

ческие характеристики

Но

мер

ИК

Номер точки измерений на од-ноли-нейной схеме

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

(ИВК)

Ос

новная

по-

греш

ность,

%

По-грешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

1

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 11 (ДМ-4)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 14631 Зав. № 14526

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2262

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0810120231

СИ-

КОН

С70 Зав. № 05533

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

2

2

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 6 кВ, 2 с. ш. 6 кВ, яч.32 (ДМ-10)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 29143 Зав. № 29157

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2230

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0810121457

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

3

3

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 6 кВ, 1 с. ш. 6 кВ, яч.16 (ДМ-12)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 29193 Зав. № 29188

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2262

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0810121366

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

4

4

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 6 кВ, 1 с. ш. 6 кВ, яч.10 (ДМ-14)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 29053 Зав. № 29134

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2262

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063155

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±7,7

5

5

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 6 кВ, 2 с. ш. 6 кВ, яч.14 (ДМ-16)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 29177 Зав. № 29394

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2230

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0804141958

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

6

6

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 6 кВ, 2 с. ш. 6 кВ, яч.22 (ДМ-22)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 29074 Зав. № 29069

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2230

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0810110623

СИ-

КОН

С70 Зав. № 05533

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

7

7

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 6 кВ, 1 с. ш. 6 кВ, яч.7 (ДМ-5)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 14321 Зав. № 14351

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2262

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110055013

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±7,7

8

8

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 6 кВ, 1 с. ш. 6 кВ, яч.5 (ДМ-3)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 29109 Зав. № 29108

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2262

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0810120192

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

9

9

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 10 кВ, 4 с. ш. 10 кВ, яч.42 (ДМ-42)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 07897-13 Зав. № 07774-13 Зав. № 07782-13

НОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:V3 Зав. №

00212-13 Зав. №

00213-13 Зав. №

00214-13

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062140

СИ-

КОН

С70 Зав. № 05533

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±7,7

10

10

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 10 кВ, 3 с. ш. 10 кВ, яч.31 (ДМ-31)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 39514-12 Зав. № 39575-12 Зав. № 42296-12

НОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:V3 Зав. №

00234-13 Зав. №

00235-13 Зав. №

00236-13

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062090

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±7,7

11

44

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 10 кВ, 3 с. ш. 10 кВ, яч.35 (ДМ-35)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 07899-13 Зав. № 07624-13 Зав. № 06656-13

СЭТ-4ТМ.03М 0,5S/1,0 Зав. № 0822126927

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

12

45

ПС 110/35/10/6 кВ "Джеме-те", КРУН 10 кВ, 4 с. ш. 10 кВ, яч.40 (ДМ-40)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 07735-13 Зав. № 07599-13 Зав. № 06568-13

НОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:V3 Зав. №

00212-13 Зав. №

00213-13 Зав. №

00214-13

СЭТ-4ТМ.03М 0,5S/1,0 Зав. № 0822126689

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

13

11

ПС 35/10 кВ "Пионерская", КРУН 10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.4 (ПН-4)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 1263 Зав. № 1477

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1442

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0805121901

СИ-КОН С70 Зав. № 01447

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

14

12

ПС 35/10 кВ "Пионерская", КРУН 10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.12 (ПН-12)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 1349 Зав. № 1319

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1442

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109068180

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

15

13

ПС 35/10 кВ "Пионерская", КРУН 10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.8 (ПН-48)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 1318 Зав. № 1631

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1442

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109068029

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

16

14

ПС 35/10 кВ "Пионерская", КРУН 10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, яч.14 (ПН-14)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 1348 Зав. № 1288

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1442

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0120072408

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±7,7

17

15

ПС 35/10 кВ "Пионерская", КРУН 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 7 (ПН-7)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 1569 Зав. № 1290

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3368

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109060002

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

18

16

ПС 35/10 кВ "Пионерская", КРУН 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.13 (ПН-13)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 1231 Зав. № 1289

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3368

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0804140876

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

19

17

ПС 35/10 кВ "Пионерская", КРУН 10 кВ, 1 с. ш. 10 кВ, яч.21 (ПН-21)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 7508 Зав. № 7510

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3368

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062015

СИ-

КОН

С70 Зав. № 01447

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±7,7

20

18

ПС 35/10 кВ "Пионерская", КРУН 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 17 (ПН-17)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 1232 Зав. № 1229

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3368

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062008

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±7,7

21

19

ПС 110/35/10 кВ " Джигин-ская", РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.10 (ДГ-10)

ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 34871 Зав. № 8070

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 4163

СЭТ-4ТМ.03М 0,5S/1,0 Зав. № 0812080776

СИ-

КОН

С70 Зав. № 05359

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

22

20

ПС 110/35/10 кВ " Джигин-ская", РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.3 (ДГ-3)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 11439 Зав. № 11438

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2642

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0104085342

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

23

21

ПС 110/35/10 кВ " Джигин-ская", РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.7 (ДГ-7)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 150/5 Зав. № 11227 Зав. № 11254

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2642

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109068217

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±7,7

24

22

ПС 110/35/10 кВ " Джигин-ская", РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.2 (ДГ-2)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 1568 Зав. № 1230

НТМИ-10-

66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 4163

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0810120261

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

25

23

ПС 110/35/10 кВ " Анапская", РУ-10 кВ, 1 с. ш. 10 кВ, яч.9 (АП-9)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 05619-13 Зав. № 05618-13 Зав. № 05616-13

НОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:V3 Зав. №

00059-13 Зав. №

00060-13 Зав. №

00061-13

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0811120675

СИ-

КОН

С70 Зав. № 01625

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

26

24

ПС 110/35/10 кВ " Анапская", РУ-10 кВ, 1 с. ш. 10 кВ, яч.7 (АП-7)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 43124-12 Зав. № 05617-13 Зав. № 05362-13

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0811120417

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

27

25

ПС 110/35/10 кВ " Анапская", РУ-10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, яч.4 (АП-4)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 41340-12 Зав. № 05638-13 Зав. № 05640-13

НОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:V3 Зав. №

04229-12 Зав. №

04230-12 Зав. №

04231-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0807125798

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

28

26

ПС 110/35/10 кВ " Анапская", РУ-10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, яч.10 (АП-10)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 04005-13 Зав. № 04000-13 Зав. № 03909-13

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0811121261

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

29

27

ПС 110/35/10 кВ " Анапская", РУ-10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, яч.12 (АП-12)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 13014-11 Зав. № 13069-11 Зав. № 10975-11

НОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/ 100:V3 Зав. №

04229-12 Зав. №

04230-12 Зав. №

04231-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812123235

СИ-

КОН

С70 Зав. № 01625

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

30

28

ПС 110/35/10 кВ " Анапская", РУ-10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, яч.14 (АП-14)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 12777-11 Зав. № 10980-11 Зав. № 11394-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812123576

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

31

29

ПС 110/35/10 кВ " Анапская", РУ-10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, яч.20 (АП-20)

ТОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 29444-12 Зав. № 40768-12 Зав. № 39235-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0810127454

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

32

30

ПС 35/6 кВ "Анапа", РУ-6 кВ, 1, 2 с.ш. 6 кВ, яч.15 (АН-15)

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 14229 Зав. № 18734

ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2521 Зав. № 2293 Зав. № 2532

НТМИ-6-

66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ТХКА

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063065

СИ-

КОН

С70 Зав. № 04041

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

33

31

ПС 35/6 кВ "Анапа", РУ-6 кВ, 1, 2 с.ш. 6 кВ, яч.8 (АН-8)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1535 Зав. № 1409

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063021

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

34

32

ПС 35/6 кВ " Анапа", РУ-6 кВ, 1, 2 с.ш. 6 кВ, яч.6 (АН-6)

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 14562 Зав. № 14639

ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2521 Зав. № 2293 Зав. № 2532

НТМИ-6-

66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ТХКА

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063058

СИ-

КОН

С70 Зав. № 04041

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

35

33

ПС 35/6 кВ " Анапа", РУ-6 кВ, 1, 2 с.ш. 6 кВ, яч.4 (АН-4)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1566 Зав. № 1661

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063010

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

36

34

ПС 35/6 кВ " Анапа", РУ-6 кВ, 1, 2 с.ш. 6 кВ, яч.12 (АН-12)

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 1805 Зав. № 1633

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0804142121

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

37

35

КТП-354 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ

ТТИ-30 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № E3004 Зав. № E3027 Зав. № E3000

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0108072503

HP DL 380 G4 Зав. № GB8638 MW0D

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,7

38

38

КТП-821 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ

ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № L29843 Зав. № L29853 Зав. № L29852

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0108073326

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

39

39

КТП-154 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ

ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № L29868 Зав. № L29864 Зав. № L29861

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110060186

HP DL 380 G4 Зав. № GB8638 MW0D

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,7

40

40

ТП-122 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ

ТТИ-60 Кл.т. 0,5 800/5 Зав. № X28150 Зав. № X28155 Зав. № X28177

СЭТ-4ТМ.03М.09 0,5S/1,0 Зав. № 0806140869

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,9

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    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающей среды: (23±2) °С.

5    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U н2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) I н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Г ц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 60°С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10°С до плюс 25°С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

6    Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% !ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10°С до плюс 35°С.

7    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена контроллеров СИКОН С70, УСВ-1, УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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 с помощью выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

-    журнал контроллера СИКОН С70:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения на счетчике;

-    коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    контроллера СИКОН С70;

-    сервера.

Лист № 15 Всего листов 17

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

-    электросчетчика;

-    контроллера СИКОН С70;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    контроллерах СИКОН С70 (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Анапа») типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС

КУЭ

Наименование

Тип

Г осреестра

Количество

1

2

3

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

16

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-11

33

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

15128-07

2

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

22192-07

28

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-02

4

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ

28139-06

12

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

20186-05

2

Трансформаторы напряжения

НОЛ-СЭЩ-10

35955-12

12

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

831-69

4

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

1

1

2

3

4

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06

3344-06

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

21

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ 4ТМ.03

27524-04

19

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

5

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

6

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Методика поверки

1

Паспорт-Формуляр

1

Поверка

осуществляется по документу МП 61193-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Анапа»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 г.

Перечень основных средств 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»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    контроллеров СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;

-    УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-

1.    Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;

-    УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-

2.    Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Всего листов 17

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Анапа»), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Анапа»)

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.

Развернуть полное описание