Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Татэнергосбыт" тринадцатая очередь
- АО "Татэнергосбыт", г. Казань
-
Скачать
84794-22: Методика поверкиСкачать11.3 Мб
84794-22: Описание типа СИСкачать620.5 Кб
- 21.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Татэнергосбыт" тринадцатая очередь
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Татэнергосбыт» тринадцатая очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) - контроллер сетевой индустриальный СИКОН С1, СИКОН С70, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) HP Proliant DL380 G7, устройство синхронизации времени УСВ-3 (УСВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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. Измерительная информация на выходе счетчика:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК № 8-14, 24, 25, 33-54 поступает на входы УСПД СИКОН С1, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи на верхний уровень АИИС КУЭ, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК №№ 1-7, 15-23, 26-32 поступают на входы УСПД СИКОН С70, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи на верхний уровень АИИС КУЭ, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Сервер БД обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа средства измерений третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов ОРЭМ и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).
АРМ субъекта ОРЭМ раз в сутки , подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) отчеты в формате XML и отправляет по выделенному каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
ИВК АИИС КУЭ, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ±1 с и более, ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени ИВК осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация шкалы времени УСПД производится при расхождении ±2 с и более со шкалой времени ИВК.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±3 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | E55712D0B1B219065D63DA949114DAE4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | B1959FF70BE1EB17C83F7B0F6D4A132F |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | D79874D10FC2B156A0FDC27E1CA480AC |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 6F557F885B737261328CD77805BD1BA7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 48E73A9283D1E66494521F63D00B0D9F |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | ECF532935CA1A3FD3215049AF1FD979F |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 1EA5429B261FB0E2884F5B356A1D1E75 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
| к а ем о К | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Бугульма-Елизаветинка-1 | TG145 750/1, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | ЗНОГ-110 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 | ||
| 2 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Бугульма-Елизаветинка-2 | TG145 750/1, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | ЗНОГ-110 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | 5 о - 2 2 8 8 (N № г. а 0, 7 о К О о | |
| 3 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-110 кВ, ОСШ-110 кВ, ОВ-110 кВ | TG145 750/1, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | ЗНОГ-110 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP Proliant DL380 G7 | |
| 4 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-35 кВ, СШ-35 кВ ПГ, ф. ПГ-35 кВ | ТОЛ-СЭЩ 2000/1, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ.01ПМИ.4- 35 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 5 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-35 кВ, СШ-35 кВ ПГ, ф. ПГ-35 кВ (резерв) | ТОЛ-СЭЩ 2000/1, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ.01ПМИ.4- 35 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 6 | ПС 110 кВ Нурлат, ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Нурлат-Челно-Вершинская (Кольцевая) | TG145N 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-05 | ЗНОГ-110 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ПС 110 кВ Нурлат, ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Нурлат-Кошки с отпайкой на ПС Русская Васильевка | TG145N 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-05 | ЗНОГ-110 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 | 5 0, 072 С2 8 Н8 О ^ КО № О <5 р | УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP Proliant DL380 G7 |
| 8 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Новый Кинер-Илеть | ТФНД-110М (А) ТФЗМ-110Б-1У1 (В,С) 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71; 2793-88 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 | 3 0 - 6 СП 2 5 i г. <и р о Н о ИС | |
| 9 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Новый Кинер-Илеть (резерв) | ТФНД-110М (А) ТФЗМ-110Б-1У1 (В,С) 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71; 2793-88 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 | ||
| 10 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Новый Кинер-Шиньша | ТФНД-110Б-1У1 (А) ТФНД-110М(В,С) 200/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 | ||
| 11 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Новый Кинер-Шиньша (резерв) | ТФНД-110Б-1У1 (А) ТФНД-110М(В,С) 200/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 | ||
| 12 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ | ТФНД-110М (А,В) ТФЗМ 110Б-1У1 (С) 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 13 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-35 кВ,1 СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Новый Кинер-Мариец | ТФН-35М (А,В) ТФНД-35М (С) 150/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73; 3689-73 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | т 0 - 6 3 2 5 % г. е р о Н О о | УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP Proliant DL380 G7 |
| 14 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-35 кВ,1 СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Новый Кинер-Мариец (резерв) | ТФН-35М (А,В) ТФНД-35М (С) 150/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73; 3689-73 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 | ||
| 15 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-220 кВ, I СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Бугульма-Михайловская | ТОГФ-220 2000/1, КТ 0,2S Рег. № 46527-11 | ЗНОГ-220 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | 5 0 - 2 2 8 8 (N № г. е а 0, 7 С Н о ИС | |
| 16 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-220 кВ, II СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Бугульма-Северная | ТОГФ-220 500/1, КТ 0,2S Рег. № 46527-11 | НКФ-220-58 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 17 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-220 кВ, ОСШ-220 кВ, ОВ-220 кВ | ТОГФ-220 2000/1, КТ 0,2S Рег. № 46527-11 | НКФ-220-58 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 18 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-220 кВ, ОСШ-220 кВ, ОВ-220 кВ (резерв) | ТОГФ-220 2000/1, КТ 0,2S Рег. № 46527-11 | НКФ-220-58 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 19 | ПС 220 кВ Кутлу Букаш, ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Кутлу Букаш -Вятские Поляны | ТОГФ-220 1000/5, КТ 0,2S Рег. № 46527-11 | ЗНГ-УЭТМ 220000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 53343-13 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 20 | ПС 110 кВ Раково, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Раково-Ишеевка | ТФЗМ-110Б- 1У1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | 0 - 2 2 8 8 (N 2 г. е р 0, С Н О о | УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP Proliant DL380 G7 |
| 21 | ПС 110 кВ Раково, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Раково-Ишеевка (резерв) | ТФЗМ-110Б- 1У1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 22 | ПС 110 кВ Болгары, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Болгары-Кр.Река | TG145N 300/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | ЗНГ 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 23 | ПС 110 кВ Болгары, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Болгары-Кр.Река (резерв) | TG145N 300/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | ЗНГ 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 24 | ПС 35 кВ Иске-Резап, ОРУ-35 кВ, 2 СШ-35 кВ, ВЛ-35кВ Иске-Рязап-Тиинск | ТФЗМ-35Б-1У1 (А) ТФН-35М (В,С) 150/5, КТ 0,5 Рег. № 3689-73; 3690-73 | ЗНОМ-35-65 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | 01 - 6 т 2 5 S е р о к о ИС | |
| 25 | ПС 35 кВ Иске-Резап, ОРУ-35 кВ, 2 СШ-35 кВ, ВЛ-35кВ Иске-Рязап-Тиинск (резерв) | ТФЗМ-35Б-1У1 (А) ТФН-35М (В,С) 150/5, КТ 0,5 Рег. № 3689-73; 3690-73 | ЗНОМ-35-65 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 26 | ПС 500 кВ Щёлоков, ОРУ-500 кВ, 1 СШ-500 кВ, ВЛ 500 кВ Удмуртская - Щёлоков | SAS 550 2000/1, КТ 0,2S Рег. № 25121-07 | VEOS 500000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 37113-08 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 | ||
| 27 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-500 кВ, ВЛ-500 кВ Бугульма -Бекетово | SAS 550 3000/1, КТ 0,2S Рег. № 25121-07 | VEOS 525 500000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 37113-14 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 28 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-500 кВ, ВЛ-500 кВ Бугульма -Бекетово (резерв) | SAS 550 3000/1, КТ 0,2S Рег. № 25121-07 | VEOS 525 500000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 37113-14 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | 5 0 1 2 2 8 8 2 2 г. е р 0, 7 и Я О о | 2 t--1 7G 2 40 28 43 VO hJ D t г • Я е.г nlia р ol , r <7 Рн -В P О Ш У |
| 29 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-220 кВ, I,II СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Бугульма-Аксаково | ТФНД-220-1 1200/1, КТ 0,5 Рег. № 3694-73 | НКФ-220-58 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 30 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-220 кВ, I,II СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Бугульма-Аксаково (резерв) | ТФНД-220-1 1200/1, КТ 0,5 Рег. № 3694-73 | НКФ-220-58 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 31 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-220 кВ, I,II СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Бугульма-Туймазы | ТФНД-220-1 1200/1, КТ 0,5 Рег. № 3694-73 | НКФ-220-58 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 | ||
| 32 | ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-220 кВ, I,II СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Бугульма-Туймазы (резерв) | ТФНД-220-1 1200/1, КТ 0,5 Рег. № 3694-73 | НКФ-220-58 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14626-06 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 33 | ПС 110 кВ Бавлы № 7, ОРУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево-Уязы Тамак | ТФН-35М 150/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 34 | ПС 110 кВ Бавлы № 7, ОРУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево-Уязы Тамак (резерв) | ТФН-35М 150/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 35 | ПС 35 кВ Тумутук, ОРУ-35 кВ, 2 СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Тумутук-Юзеево | ТФЗМ-35А-У1 100/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | 3 О - 6 3 2 5 % г. е р О Н О о | УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP Proliant DL380 G7 |
| 36 | ПС 35 кВ Тумутук, ОРУ-35 кВ, 2 СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Тумутук-Юзеево (резерв) | ТФЗМ-35А-У1 100/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 37 | ПС 35 кВ Тумутук, РУ-6 кВ, 1 СШ-6 кВ, яч. 4 | ТОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 | НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 38 | ПС 35 кВ Тумутук, РУ-6 кВ, 1 СШ-6 кВ, яч. 4 (резерв) | ТОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 | НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 39 | ПС 110 кВ Ютаза, КРУ-6 кВ, 2 СШ-6 кВ, яч. 45-05 | ТОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 40 | ПС 110 кВ Ютаза, КРУ-6 кВ, 1 СШ-6 кВ, яч. 45-15 | ТОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 41 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС-Туймазы 1 с отпайкой на ПС Кызыл Буляк | TG145 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | 3 0 - 6 СП 2 5 S г. е р о Н О О | 2 t-^ О 424 38 6L D t г • Й р ol , r 3- P -В P о К У |
| 42 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС-Туймазы 1 с отпайкой на ПС Кызыл Буляк (резерв) | TG145 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02.2- 12 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 2017501 | ||
| 43 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС-Туймазы 2 с отпайкой на ПС Кызыл Буляк | TG145 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 44 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС-Туймазы 2 с отпайкой на ПС Кызыл Буляк (резерв) | TG145 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02.2- 12 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 2017501 | ||
| 45 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС-Туймазы 3 с отпайками | TG145 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 46 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС-Туймазы 3 с отпайками (резерв) | TG145 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02.2- 12 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 2017501 | ||
| 47 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС-Туймазы 4 с отпайками | TG145 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 48 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС-Туймазы 4 с отпайками (резерв) | TG145 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02.2- 13 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 2017501 | 3 0 - 6 3 2 5 s г. е р 5 к О о | УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP Proliant DL380 G7 |
| 49 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ОВ | TG145 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 50 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ОВ (резерв) | TG145 600/5, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02.2- 12 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 2017501 | ||
| 51 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Уруссинская ГРЭС-Кызыл-Буляк 1 с отпайкой на ПС Максютово | ТОЛ-35 III-IV 600/5, КТ 0,5 Рег. № 34016-07 | НОМ-35 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 187-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 52 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Уруссинская ГРЭС-Кызыл-Буляк 1 с отпайкой на ПС Максютово (резерв) | ТОЛ-35 III-IV 600/5, КТ 0,5 Рег. № 34016-07 | НОМ-35 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 187-49 | СЭТ-4ТМ.02.2- 13 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 2017501 | 3 О - 6 3 2 5 s г. <и р О Н О О | УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP Proliant DL380 G7 |
| 53 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Уруссинская ГРЭС-Кызыл-Буляк 2 с отпайкой на ПС Максютово | ТФЗМ-35А-У1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | НОМ-35 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 187-49 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 54 | Уруссинская ГРЭС, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Уруссинская ГРЭС-Кызыл-Буляк 2 с отпайкой на ПС Максютово (резерв) | ТФЗМ-35А-У1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | НОМ-35 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 187-49 | СЭТ-4ТМ.02.2- 13 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 2017501 | ||
| Примечания: 1. 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. 2. Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. | ||||||
| Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС | КУЭ | ||
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±5, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±5, % |
| 1-3, 6, 7, 19, 22, 23, 26- | Активная | 0,5 | 1,0 |
| 28 | Реактивная | 0,9 | 1,7 |
| 4, 5 | Активная | 1,2 | 1,7 |
| Реактивная | 1,8 | 2,7 | |
| 8-15, 20, 21, 24, 25, 29- | Активная | 1,2 | 2,9 |
| 36, 39, 40, 51, 53 | Реактивная | 1,8 | 4,5 |
| 16-18, 41-47, 49, 50 | Активная | 0,8 | 1,2 |
| Реактивная | 1,2 | 1,9 | |
| 37, 38 | Активная | 1,0 | 2,8 |
| Реактивная | 1,6 | 4,4 | |
| 48 | Активная | 1,0 | 1,8 |
| Реактивная | 1,2 | 1,9 | |
| 52, 54 | Активная | 1,3 | 3,2 |
| Реактивная | 1,8 | 4,5 | |
| Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени | |||
| компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной | 5 | ||
| шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с | |||
| 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 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от !ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, | |||
| равном 5 % от !ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35°С | |||
| Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ | |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 54 |
| Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 50 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности соБф (sin9) - частота, Гц | от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от 49,6 до 50,4 |
| 1 | 2 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +60 |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +5 до + 35 |
| температура окружающей среды для сервера ИВК, °С | от +10 до + 30 |
| температура окружающей среды для УСПД, °С | от +15 до + 25 |
| атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| относительная влажность, %, не более | 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) | 140000 |
| СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) | 165000 |
| СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17) | 220000 |
| СЭТ-4ТМ.02 | 90000 |
| УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| СИКОН С70 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| СИКОН С1 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| Сервер ИВК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03М | |
| -каждого массива профиля при времени интегрирования | |
| 30 минут, сут | 114 |
| УСПД: | |
| СИКОН С70, СИКОН С1 | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не | |
| менее | 45 |
| Сервер ИВК: | |
| - хранение результатов измерений и информации о | |
| состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| TG145 | 21 | |
| ТОЛ-СЭЩ | 3 | |
| TG145N | 9 | |
| ТФНД-220-1 | 6 | |
| ТОГФ-220 | 12 | |
| ТФЗМ-110Б-1У1 | 6 | |
| SAS 550 | 6 | |
| Трансформатор тока | ТФН-35М | 6 |
| ТФЗМ-35А-У1 | 4 | |
| ТФЗМ-35Б-1У1 | 1 | |
| ТОЛ 10 | 6 | |
| ТОЛ-35 III-IV | 2 | |
| ТФНД-35М | 1 | |
| ТФНД-110Б-1У1 | 1 | |
| ТФНД-110М | 5 | |
| VEOS | 3 | |
| VEOS 525 | 3 | |
| ЗНГ | 3 | |
| ЗНГ-УЭТМ | 3 | |
| ЗНОГ-110 | 15 | |
| ЗНОГ-220 | 3 | |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.01ПМИ.4-35 | 6 |
| ЗНОМ-35-65 | 3 | |
| НАМИ-10 | 1 | |
| НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 | |
| НАМИ-35 УХЛ1 | 3 | |
| НКФ-110-57 У1 | 3 | |
| НКФ110-83У1 | 12 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58 | 6 |
| НОМ-35 | 4 | |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.02.2-12 | 4 |
| СЭТ-4ТМ.02.2-13 | 3 | |
| СЭТ-4ТМ.03М | 31 | |
| СЭТ-4ТМ.03М.16 | 16 | |
| Контроллер сетевой индустриальный (УСПД) | СИКОН С1 | 8 |
| СИКОН С70 | 7 | |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер ИВК | HP Proliant DL380 G7 | 1 |
| Документация | ||
| Формуляр | ФО 26.51.43/74/21 | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использо-ванием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Татэнергосбыт» тринадцатая очередь. МВИ 26.51.43/74/21, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения