Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» БЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи;
2-й уровень -устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД), сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0»
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов без учета коэффициентов трансформации, преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление, хранение и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации во внешние программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 (Регистрационный № 41681-10), таймеры УСПД, сервера СД и счетчиков. Сравнение времени сервера СД ИВК с таймером приемника осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера СД на величину более ±1 с. Сервер СД осуществляет синхронизацию времени УСПД, а УСПД, в свою очередь, счетчиков, подключенных к УСПД. Сличение времени таймера сервера СД с временем таймеров УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка времени сервером выполняется при достижении расхождения времени таймеров счетчиков и УСПД на величину ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем таймера УСПД ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера СД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | BinaryPackControls.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
| Идентификационное наименование ПО | CheckDataIntegrity. dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
| Идентификационное наименование ПО | ComIECFunctions.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
| Идентификационное наименование ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
| Идентификационное наименование ПО | ComStdFunctions.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
| Идентификационное наименование ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
| Идентификационное наименование ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
| Идентификационное наименование ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | 61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
| Идентификационное наименование ПО | SummaryCheckCRC. dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
| Идентификационное наименование ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | 013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 500 кВ Азот -Бугульма | SAS 550 КТ 0,2S Ктт=3000/1 Рег.№25121-07 | VEOS КТ 0,2 Ктн=500000/100 Рег.№ 37113-14 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0.5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 2 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 500 кВ Азот -Бугульма резервный | SAS 550 КТ 0,2S Ктт=3000/1 Рег.№25121-07 | VEOS КТ 0,2 Ктн=500000/100 Рег.№ 37113-14 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 3 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 500 кВ Бугульма -Бекетово | SAS 550 КТ 0,2S Ктт=3000/1 Рег.№25121-07 | VEOS КТ 0,2 Ктн=500000/100 Рег.№ 37113-14 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 4 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 500 кВ Бугульма -Бекетово резервный | SAS 550 КТ 0,2S Ктт=3000/1 Рег.№25121-07 | VEOS КТ 0,2 Ктн=500000/100 Рег.№ 37113-14 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 5 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Аксаково | ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 | НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 6 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Аксаково резервный | ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 | НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 7 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Туймазы | ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 | НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 8 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Туймаза резервный | ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 | НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 9 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Михайловка | ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 | НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 10 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Михайловка резервный | ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Рег.№3694-73 | НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 11 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Северная | ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=600/1 Рег.№3694-73 | НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 12 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 220 кВ Бугульма -Северная резервный | ТФНД-220-1 КТ 0,5 Ктт=600/1 Рег.№3694-73 | НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 13 | ПС 500 кВ Бугульма, ОСШ 220 кВ | ТФЗМ 220Б-ГУ У1 КТ 0,5 Ктт=2000/1 Рег.№6540-78 | НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 14 | ПС 500 кВ Бугульма, ОСШ 220 кВ контрольный | ТФЗМ 220Б-ГУ У1 КТ 0,5 Ктт=2000/1 Рег.№6540-78 | НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн=220000/100 Рег.№ 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 15 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 110 кВ Бугульма -Елизаветинка I цепь | TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 | ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№ 23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 16 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 110 кВ Бугульма -Елизаветинка I цепь | TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 | ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№ 23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 17 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 110 кВ Бугульма -Елизаветинка II цепь | TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 | ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№ 23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Зав.№07285 Рег.№28822-05 |
| 18 | ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 110 кВ Бугульма -Елизаветинка II цепь | TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 | ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 19 | ПС 500 кВ Бугульма, ОСШ 110 кВ | TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 | ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№ 23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 20 | ПС 500 кВ Бугульма, ОСШ 110 кВ контрольный | TG145-420 КТ 0,2S Ктт=750/1 Рег.№30489-05 | ЗНОГ-110 КТ 0,2 Ктн=110000/100 Рег.№ 23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 21 | ПС 500 кВ Бугульма, В 35 кВ Плавка гололеда | ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт=2000/1 Рег.№51623-12 | ЗНОЛ КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег.№ 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 22 | ПС 500 кВ Бугульма, В 35 кВ Плавка гололеда резервный | ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт=2000/1 Рег.№51623-12 | ЗНОЛ КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег.№ 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 23 | ПС 110 кВ Бавлы, ВЛ 35 кВ Бавлы -Якшеево | ТФН-35М КТ 0,5 Ктт=150/5 Рег.№3690-73 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег.№ 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 24 | ПС 110 кВ Бавлы, ВЛ 35 кВ Бавлы -Якшеево резервный | ТФН-35М КТ 0,5 Ктт=150/5 Рег.№3690-73 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег.№ 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 25 | ПС 110 кВ Бавлы, ВЛ 6 кВ ф.7-02 | ТЛМ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 26 | ПС 110 кВ Бавлы, ВЛ 6 кВ ф.7-17 | ТПЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№1276-59 | НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн=6000/100; Рег.№ 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 27 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-01 | ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 28 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-02 | ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 29 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-03 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 30 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-04 | ТОЛ КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№47959-16 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 31 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-05 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Рег.№7069-02 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 32 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-06 | ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 33 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-07 | ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 34 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-08 | ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 35 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-09 | ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 36 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-10 | ТОЛ 10-1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№15128-03 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 37 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-11 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег.№7069-02 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 38 | ПС 110 кВ Александровка, ВЛ 6 кВ ф.8-12 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 | НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 39 | ПС 35 кВ Карабаш-1, ВЛ 6 кВ ф.23-09 | ТОЛ КТ 0,5S Ктт=400/5 Рег.№47959-11 | НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 40 | ПС 35 кВ Карабаш-1, ВЛ 6 кВ ф.23-13 | ТОЛ КТ 0,5S Ктт=400/5 Рег.№47959-11 | НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 41 | ПС 35 кВ УКПН, ВЛ 6 кВ ф.5-01 | ТВК-10; -; ТПЛМ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№8913-82; -; 2363-68 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 42 | ПС 35 кВ УКПН, ВЛ 6 кВ ф.5-19 | ТПЛМ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№2363-68 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 43 | ПС 110 кВ Поповка, В 10 кВ Т-1 | ТОЛ-10 III КТ 0,2S Ктт=2000/5 Рег.№36308-07 | НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн=10000/100 Рег.№ 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 44 | ПС 110 кВ Поповка, В 10 кВ Т-2 | ТОЛ-10 III КТ 0,2S Ктт=2000/5 Рег.№36308-07 | НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн=10000/100 Рег.№ 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 45 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-01 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег.№7069-02 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 46 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-02 | ТОЛ КТ 0,5S Ктт=400/5 Рег.№47959-16 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 47 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-03 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег.№7069-02 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 48 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-04 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 49 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-05 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Рег.№7069-02 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 50 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-08 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 51 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-09 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 52 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-10 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег.№7069-02 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 53 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-12 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Рег.№7069-02 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 54 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-13 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег.№7069-02 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 55 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-14 | ТОЛ КТ 0,5S Ктт=400/5 Рег.№47959-16 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| 56 | ПС 110 кВ Ютаза, ВЛ 6 кВ ф.45-15 | ТОЛ 10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Рег.№7069-02 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS 28xx Рег.№67864-17 |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа. 3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Предприятие-владелец АИИС КУЭ вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики |
| Номер ИК | Границы основной погрешности, (5) % | Границы погрешности в рабочих условиях, (5) % |
| 1-4, 15-20 | Активная | ±0,6 | ±1,4 |
| реактивная | ±1,2 | ±2,1 |
| 26 | Активная | ±0,9 | ±3,1 |
| реактивная | ±2,5 | ±4,6 |
| 43, 44 | Активная | ±0,8 | ±1,6 |
| реактивная | ±1,8 | ±2,3 |
| 21, 22, 39, 40, 46, | Активная | ±1,1 | ±2,9 |
| 55 | реактивная | ±2,8 | ±3,0 |
| 5-14, 23-25, 27-38, 41, 42, 45, 47-54, 56 | Активная | ±1,1 | ±3,2 |
| реактивная | ±2,8 | ±4,7 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р=0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном Cos ф = 0,8инд., W2% |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 56 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от !ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosф | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosф | от 0,5инд до 0,8емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -40 до +60 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от -10 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне;
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10-1 | 14 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | SAS 550 | 6 |
| Трансформаторы тока | TG145-420 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 III | 6 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФНД-220-1 | 12 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛ | 10 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 28 |
| Трансформаторы тока | ТВК-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-220-58 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 220Б-1У У1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 1 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОГ-110 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | VEOS | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 56 |
| Контроллеры многофункциональные | ARIS 28xx | 5 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 3 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2.0 | 1 |
| Методика поверки | МП.359111.10.2019 | 1 |
| Формуляр | ПФ.359111.10.2019 | 1 |
| Руководство по эксплуатации | РЭ.359111.10.2019 | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе РЭ.359111.10.2019. Часть 2. Раздел 4 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» БЭС
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
81960-21: Методика поверки МП.359111.10.2019Скачать8.8 Мб