Номер по Госреестру СИ: 83245-21
83245-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Благовещенская ТЭЦ" филиала "Амурская генерация" АО "ДГК"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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 «ТЕЛЕСКОП+».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ТЕЛЕСКОП+ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО:
|
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийСведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» филиала «Амурская генерация», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
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
Изготовитель
Акционерное общество «РЭС Групп»(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, область Владимирская, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Юридический адрес: 600017, область Владимирская, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
Испытательный центр
Акционерное общество «РЭС Групп»(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, область Владимирская, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9 Юридический адрес: 600017, область Владимирская, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
-
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
-
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты ОРЭ.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД, с использованием электронной подписи (далее - ЭП), с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформатор тока |
ТШВ15Б |
3 |
Трансформатор тока |
ТШЛ-20-1 |
9 |
Трансформатор тока |
ТВ |
12 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-1У |
6 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
12 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
9 |
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ |
6 |
Трансформатор тока |
ТТН |
9 |
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-10 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НИОЛ-СТ |
6 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
17 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.09 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 |
Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВ |
ЭКОМ-3000 |
1 |
Программное обеспечение |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» |
1 |
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.776.15 ПФ |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты ОРЭ.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД, с использованием электронной подписи (далее - ЭП), с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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 «ТЕЛЕСКОП+».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ТЕЛЕСКОП+ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО:
|
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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.
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 объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
Благовещенская ТЭЦ, ТГ-1 |
ТШВ15Б Кл.т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5719-08 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,5 |
±3,2 ±5,9 |
2 |
Благовещенская ТЭЦ, ТГ-2 |
ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 8000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,5 |
±3,3 ±5,9 |
3 |
Благовещенская ТЭЦ, ТГ-3 |
ТШЛ-20-I Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,5 |
±3,3 ±5,9 |
4 |
Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.6, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ - Центральная №1 |
ТВ Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±4,1 ±7,1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
5 |
Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.8, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ - Центральная № 2 |
ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±4,0 ±6,8 |
6 |
Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.4, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ -Благовещенская № 1 |
ТВ Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±4,1 ±7,1 |
7 |
Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.1, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ - Благовещенская №2 |
ТВ Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 19720-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±4,1 ±7,1 |
8 |
Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.10, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ - Западная №1 |
ТФЗМ 110B-IV Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 26422-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±4,0 ±6,8 |
9 |
Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.12, ВЛ 110 кВ Благовещенская ТЭЦ - Западная № 2 |
ТФЗМ 110B-IV Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 26422-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±4,0 ±6,8 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.4, ввод 10 кВ Т-2 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
11 |
ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.10, ввод 10 кВ Т- 4 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 10/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
12 |
ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.3, ввод 10 кВ Т-1 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
13 |
ТП-34Б 10 кВ ПНС №1 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.9, ввод 10 кВ Т-3 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 10/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
14 |
КТП 10 кВ Верхние очистные сооружения, ввод 10 кВ ТОС-1 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
15 |
ТП 10 кВ Насосная осветленной воды, ввод 10 кВ ТНОВ-1 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
16 |
ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 |
ТТН Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 41260-09 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±4,1 ±7,1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
17 |
ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 2 секция 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2 |
ТТН Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 41260-09 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
<э Ч, С| -н -н |
±4,1 ±7,1 |
18 |
ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ резервный ввод |
ТТН Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 58465-14 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
<э Ч, С| -н -н |
±4,1 ±7,1 |
19 |
Благовещенская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.7, ОВ-110 кВ |
ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 44640-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,5 |
±3,3 ±5,9 |
20 |
Благовещенская ТЭЦ, ТГ-4 |
ТШЛ Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 47957-11 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Ктн 10500/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
и- н-Ъэ ъ> |
О — СТ) -н -н |
21 |
ТП №9 10 кВ РЭБ ТС, РУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.2, ВЛ 10 кВ в сторону ТП №9 10/0,4 кВ |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
22 |
ПС 10 кВ ПНС №2 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 1с 10 кВ, яч.2 |
ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 58720-14 |
НИОЛ-СТ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 58722-14 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
23 |
ПС 10 кВ ПНС №2 БТЭЦ, РУ 10 кВ, 2с 10 кВ, яч.8 |
ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 58720-14 |
НИОЛ-СТ Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 58722-14 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||
Примечания:
|
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
23 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
- частота, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -5 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС |
от 0 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ- | |
4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, ч, не менее |
165000 |
- среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ- | |
4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, ч, не менее |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики:
Сервер:
|
114 40 35 10 3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- 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 уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).