Номер по Госреестру СИ: 86629-22
86629-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Павловск Неруд"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Павловск Неруд» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами АО «Павловск Неруд», автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», 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 |
не ниже 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 - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Павловск Неруд», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭГОСТ 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.
ПравообладательАкционерное общество «Павловск Неруд» (АО «Павловск Неруд»)
ИНН 3620013598
Адрес: 396446, Воронежская область, Павловский район, с. Елизаветовка
Испытательный центр
Акционерное общество «РЭС Групп»(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) на базе RTU-300, устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-2 и технические средства приема-передачи данных.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
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.
Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин;
-
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 1-12, 17-18 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 13, 14, 20-21 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модемов и передается в УСПД.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 15, 16, 19 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы радиомодемов и передается в УСПД.
На УСПД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача полученных данных с помощью средств для организации локальной вычислительной сети на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации на подключенных к серверу автоматических рабочих местах.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС», в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) осуществляется с сервера БД 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 АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, с использованием электронной цифровой подписи.
Сервер БД также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), включающей в себя УССВ типа УСВ-2 на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС), часы сервера БД, УСПД и счетчиков.
Время УСПД синхронизировано со временем УССВ, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УССВ и УСПД на ±2 с.
УСПД осуществляет синхронизацию времени сервера БД и счетчиков. Сличение часов сервера БД со временем часов УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут. Корректировка времени сервера выполняется при достижении расхождения показаний часов УСПД и сервера БД на ±2 с.
Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 минут), корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД 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.
Заводской номер (№058) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
4 |
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ-35 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 |
4 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
3 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
Трансформаторы тока 10... 1500 А |
Т-0,66У3 |
3 |
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-НТЗ-6 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НОМ-10-66 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03.08 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.04 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭБ-1ТМ.03Т.03 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 |
1 |
Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии |
УСПД RTU-300 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
Паспорт-формуляр |
РЭ.14.0010.ФО |
1 |
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.
Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин;
-
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 1-12, 17-18 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 13, 14, 20-21 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модемов и передается в УСПД.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 15, 16, 19 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы радиомодемов и передается в УСПД.
На УСПД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача полученных данных с помощью средств для организации локальной вычислительной сети на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации на подключенных к серверу автоматических рабочих местах.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС», в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) осуществляется с сервера БД 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 АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, с использованием электронной цифровой подписи.
Сервер БД также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), включающей в себя УССВ типа УСВ-2 на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС), часы сервера БД, УСПД и счетчиков.
Время УСПД синхронизировано со временем УССВ, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УССВ и УСПД на ±2 с.
УСПД осуществляет синхронизацию времени сервера БД и счетчиков. Сличение часов сервера БД со временем часов УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут. Корректировка времени сервера выполняется при достижении расхождения показаний часов УСПД и сервера БД на ±2 с.
Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 минут), корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД 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.
Заводской номер (№058) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», 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 |
не ниже 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 - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
TH |
Счётчик |
УСПД/ УССВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС 110 кВ Павловск-4, ОРУ-35 кВ, 1 с.ш., МВ 35 кВ №1 |
ТФН-35М Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 3690-73 |
3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:а/3/100:а/3 Per. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
RTU-300 Per. № 19495-03 / УСВ-2 Per. № 82570-21 |
активная реактивная |
±1Д ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
2 |
ПС 110 кВ Павловск-4, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., ШР 6кВ сек. №1 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 4000/5 Per. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,2 | |
3 |
ПС 110 кВ Павловск-4, ОРУ-35 кВ, 2 с.ш., МВ 35 кВ №2 |
ТФН-35М Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 3690-73 |
3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:а/3/100:а/3 Per. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,2 | |
4 |
ПС 110 кВ Павловск-4, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., ШР 6кВ сек. №2 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 4000/5 Per. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l Per. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
Г"-' -н -н |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПС 110 кВ Павловск-4, |
тпол-ю Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Per. № 1261-59 |
НОМ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±1Д |
±3,1 | ||
5 |
РУ-10 кВ, 2 с.ш., Ввод 10 кВ №2 |
Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
реактивная |
±2,6 |
±5,6 | |||
ПС 110 кВ Павловск-4, |
ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Per. № 1261-59 |
НОМ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 |
активная |
±1,1 |
±3,1 | ||
6 |
РУ-10 кВ, 1 с.ш., Ввод 10 кВ №1 |
Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04 |
реактивная |
±2,6 |
±5,2 | |||
7 |
ПС 110 кВ Павловск-4 ЗРУ 6 кВ 1 с.ш. яч. 7 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 2363-68 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04 |
RTU-300 Per. № 19495-03 / УСВ-2 Per. № 82570-21 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,2 |
8 |
ПС 110 кВ Павловск-4 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04 |
активная |
±1,1 |
±3,1 | |
ЗРУ 6 кВ 2 с.ш. яч. 26 |
Ктт 100/5 Per. № 2363-68 |
Ктн 6000/100 Per. №2611-70 |
реактивная |
±2,6 |
±5,2 | |||
Q |
ПС 110 кВ Павловск-4 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
активная |
±1,1 |
±3,1 | |
У |
ЗРУ 6 кВ 2 с.ш. яч. 18 |
Ктт 100/5 Per. № 1276-59 |
Ктн 6000/100 Per. №2611-70 |
реактивная |
±2,6 |
±5,6 | ||
10 |
ПС 110 кВ Павловск-4 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17 |
активная |
±1,1 |
±3,1 | |
ЗРУ 6 кВ 1 с.ш. яч. 9 |
Ктт 400/5 Per. № 2363-68 |
Ктн 6000/100 Per. №2611-70 |
реактивная |
±2,6 |
±5,6 | |||
и |
ПС 110 кВ Павловск-4 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04 |
активная |
±1,1 |
±3,1 | |
ЗРУ 6 кВ 2 с.ш. яч. 32 |
Ктт 400/5 Per. № 1276-59 |
Ктн 6000/100 Per. №2611-70 |
реактивная |
±2,6 |
±5,2 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
12 |
ПС 110 кВ Павловск-4 ЗРУ 6 кВ 2 с.ш. яч. 33 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Per. № 2363-68 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-17 |
RTU-300 Per. № 19495-03 / УСВ-2 Per. № 82570-21 |
активная реактивная |
±1Д ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
13 |
КТП 6 кВ № 33 ввод 0,4 кВ ТМ-100 кВА |
Т-0,66УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 15764-96 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,5 | |
14 |
ТП 10 кВ №15 Очистные сооружения, Вывод 0,4 кВ Т-2 |
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Per. №71031-18 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,7 ±6,0 | |
15 |
ТП-45 6/0,4 кВ ввод 0,4 кВ ТМ-630 кВА |
ТТН Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Per. №28139-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,1 | |
16 |
КТПНУ 160/6/0,4 кВ ввод 0,4 кВ ТМ-160 кВА |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 250/5 Per. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,5 | |
17 |
ПС 110 кВ Павловск-4 ОРУ 35 кВ, КЛ-35 кВ № 1 Павловск-3 |
ТОЛ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Per. №47959-16 |
3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:л/3/100:л/3 Per. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l Per. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
18 |
ПС 110 кВ Павловск-4 ОРУ 35 кВ, КЛ-35 кВ № 2 Павловск-3 |
ТОЛ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Per. №47959-16 |
3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:л/3/100:л/3 Per. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l Per. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
19 |
ВЛ 6 кВ № 2, оп. № 30, ПКУ-6 кВ |
ТОЛ-НТЗ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 20/5 Per. № 69606-17 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:х/3/100:х/3 Per. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
RTU-300 Per. № 19495-03 / УСВ-2 Per. № 82570-21 |
активная реактивная |
±1Д ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
20 |
Катодная станция, ЩУ- 0,23 кВ |
- |
- |
СЭБ-1ТМ.03Т.03 Кл. т. 1/2 Per. № 75679-19 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±5,0 ±И,1 | |
21 |
Базовая станция ТМГ-6 кВ 16 кВА, ВЛ-0,4 кВ ЩУ-0,4 кВ |
- |
- |
псч- 4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1/2 Per. № 50460-18 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±5,0 ±И,1 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АПИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
Примечания:
|
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
21 |
Нормальные условия: - параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos ф |
0,9 |
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: - параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном | |
для ИК №1-13, 15, 16, 19-21 |
от 5 до 120 |
для ИК №14, 17, 18 |
от 2 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- частота, Г ц |
от 49,5 до 50,5 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков | |
электроэнергии, °С |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, |
от +10 до +30 |
УССВ, °С | |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03, рег. № 27524-04 |
90000 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-12 |
165000 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-17 |
220000 |
счетчики типа СЭБ-1ТМ.03Т.03, рег. № 75679-19 |
220000 |
счетчики типа ПСЧ-4ТМ.05МК.20, рег. № 50460-18 |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
40000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УССВ: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
Г лубина хранения информации | |
Счетчики электроэнергии: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
УСПД: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее |
45 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
3 |
Сервер: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД и сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
-
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
-
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
-
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
-
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
-
- журнал УСПД:
-
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
-
- попыток несанкционированного доступа;
-
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
-
- перезапусков ИВКЭ;
-
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
-
- результатов самодиагностики;
-
- отключения питания.
-
- журнал сервера:
-
- изменение значений результатов измерений;
-
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
-
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
-
- пропадание питания;
-
- замена счетчика;
-
- полученные с уровня ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- сервера БД;
-
- защита на программном уровне (установка паролей) информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- счетчика;
-
- УСПД;
- сервера БД;
-
- защита результатов измерений при передаче (возможность использования цифровой подписи).
Возможность коррекции времени:
-
- счетчиков (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений;
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).