Номер по Госреестру СИ: 86707-22
86707-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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 измерительных каналов (далее - 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 типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал НВ АЭС - УТЭСиК, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236.
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 «Энергетическая компания АтомСбыт» (АО «АтомСбыт») ИНН 3666092377
Юридический адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12 «А»
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12 «А»
Телефон: +7 (473) 222-71-41
Факс: +7 (473) 222-71-41
E-mail: office@atomsbyt.ru
Изготовитель
Акционерное общество «Энергетическая компания АтомСбыт» (АО «АтомСбыт») ИНН 3666092377Юридический адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12 «А»
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12 «А»
Телефон: +7 (473) 222-71-41
Факс: +7 (473) 222-71-41
E-mail: office@atomsbyt.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект» (ООО «Спецэнергопроект»)Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail: info@sepenergo.ru
Правообладатель
Акционерное общество «Энергетическая компания АтомСбыт» (АО «АтомСбыт») ИНН 3666092377Юридический адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12 «А»
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12 «А»
Телефон: +7 (473) 222-71-41
Факс: +7 (473) 222-71-41
E-mail: office@atomsbyt.ru
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), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ таблицах 2, 3.
-
2- й уровень
измерительно-вычислительный комплекс
приведены в
электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) филиал НВ АЭС - УТЭСиК, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
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.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 13-22, по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ, далее по основному коммутируемому каналу связи - на каскадно включеное УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 23-24, по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ, далее по основному коммутируемому каналу связи - на каскадно включеное УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 1-2 по основному беспроводному каналу GSM связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 3-4 по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
Цифровые сигналы с выходов счётчиков для ИК №№ 5-12 по основному проводному каналу связи поступают на УСПД уровня ИВКЭ. Далее по сети Ethernet поступают на сервер БД уровня ИВК.
В УСПД происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление измерительной информации, ее хранение и передача на сервер БД уровня ИВК.
В сервере БД ИВК происходит вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и обработка измерительной информации, оформление отчётных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP, сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в 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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации системного времени УССВ-2, ежесекундно синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер БД ИВК периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ и при расхождении ±1 с. и более, производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ. Сервер АИИС КУЭ периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени 1 раз в 60 минут, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСПД и при расхождении ±1 с. и более с УСПД производит синхронизацию шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера БД ИВК. Каскадно включенные УСПД периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени 1 раз в 60 минут, сравнивают собственную шкалу времени со шкалой времени нижестоящего УСПД и при расхождении ±2 с. и более производят синхронизацию шкалы времени нижестоящего УСПД с собственной шкалов времени.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии и УСПД, отражаются в журнале событий УСПД.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД и сервера, отражаются в журнале событий сервера.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ: 003
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 |
ТПЛ-10 |
11 |
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
7 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-35 |
6 |
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
8 |
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ |
6 |
Трансформатор тока |
ТОЛ |
2 |
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
4 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10с |
6 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
5 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10У2 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТM.02.2 |
18 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A2R1-4-AL-С25-Т |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A2R-4-AL-С25-Т+ |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТM.03M.01 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТM.05M |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
4 |
Устройство синхронизации времени |
УССВ-2 |
1 |
Сервер баз данных |
HP DL380 G5 №CZ14050045 |
1 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
Паспорт-Формуляр |
ЭСКВ.466645.003.ФО |
1 |
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/ Сервер |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
РТП-23 6 кВ | ||||||||
1 |
РТП-23 6 кВ, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.1а |
ТИЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1276-59 ТВЛМ-10 Per. № 1856-63 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
2 |
РТП-23 6 кВ, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.14 |
ТИЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПС 110 кВ Жилзона №2 | ||||||||
3 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, ОРУ-35 кВ 1 с.ш. яч.1а |
ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Per. №21256-07 |
3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:л/3/100:л/3 Per. № 912-70 |
A2R1-4-AL-C25-T Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27428-04 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,7 |
±1,6 ±3,0 |
4 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, ОРУ-35 кВ 2 с.ш. яч.8 |
ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Per. №21256-07 |
3HOM-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:л/3/100:л/3 Per. № 912-70 |
A2R-4-AL-C25-T+ Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 14555-02 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±2,3 ±5,1 | |
5 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.4 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Per. № 2473-69 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
6 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 2473-69 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
7 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.11 |
ТЛК-СТ Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Per. № 58720-14 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,4 |
8 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.21 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
9 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.40 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Per. № 2473-69 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
10 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.44 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Per. № 2473-69 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
и |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.45 |
ТЛК-СТ Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Per. № 58720-14 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,4 |
12 |
ПС 110 кВ Жилзона №2, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.49 |
ТОЛ Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Per. №47959-11 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
ПС 35 кВ Котельные №1 | ||||||||
13 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.2 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
14 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.З |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 2363-68 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36355-07 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
15 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.4 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
16 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
17 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 1 с.ш. яч.10 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 2363-68 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
18 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.15 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
19 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.17 |
ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 29390-05 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
20 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.20 |
ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 29390-05 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
21 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.21 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 | |
22 |
ПС 35 кВ Котельные №1, РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.22 |
ТПЛ-Юс Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Per. № 29390-05 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПС 35 кВ Профилакторий №4 | ||||||||
23 |
ПС 35 кВ Профилакторий №4, РУ-10 кВ яч.1а |
ТОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 30/5 Per. №32139-11 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Per. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. №20175-01 |
RTU-325 Per. № 37288-08/ УССВ-2 Per. № 54074-13/ HPDL380 G5 №CZ14050 045 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,3 ±5,2 |
24 |
ПС 35 кВ Профилакторий №4, РУ-10 кВ яч.2 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Per. № 1856-63 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Per. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±3,3 ±5,7 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АПИС КУЭ, с |
±5 |
Примечания
|
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
24 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от Ьом |
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 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
счетчиков, оС |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
сервера, оС |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
для счетчика СЭТ-4ТМ.02.2 |
90000 |
для счетчика A2R1-4-AL-C25-T |
120000 |
длясчетчика A2R-4-AL-C25-T+ |
120000 |
для счетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 |
140000 |
для счетчика ПСЧ-4ТМ.05М |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД RTU-325: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
УССВ-2: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- 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 УСПД RTU-325: |
45 |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электропотребления (выработки) 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 |
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 по электронной почте.
Регистрация событий:
-
- в журнале событий счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике.
-
- в журнале событий УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
-
- пропадания и восстановления связи со счётчиком
в журнале событий сервера:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике, УСПД и сервера.
-
- пропадания и восстановления связи со счётчиком и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- сервера.
-
- защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на УСПД;
-
- установка пароля на сервер ИВК.