Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Томская генерация". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Томская генерация"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Томская генерация» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), который включает в себя ИВК энергообьектов Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-3 и ИВК Исполнительного аппарата Управления (далее - ИАУ) АО «Томская генерация». ИВК энергообьектов Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-3 и ИАУ АО «Томская генерация» включают в себя сервера на базе контроллеров многофункциональных «СИКОН С50» (далее - сервер) с утановленным програмным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (далее - УСВ-1), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным каналам связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, отображение и передача накопленных данных на верхний уровень системы.

Связь между счётчиками и УСПД, УСПД и серверами энергообъектов (Томская ГРЭС-2 и Томская ТЭЦ-3) осуществляется по интерфейсам RS-485 и RS-232. Связь между серверами энергообъектов и сервером ИАУ АО «Томская генерация» осуществляется по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к серверам.

Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.

Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящими в систему (счетчиков, УСПД, серверов). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования GPS. Синхронизация часов каждого сервера с единым координированным временем обеспечивается устройствами синхронизации времени типа УСВ-1 установлеными на каждом из объектов. УСВ-1 синхронизируют собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сличение часов каждого сервера со временем в УСВ-1 осуществляется не реже, чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется при наличии расхождения. Сравнение показаний часов УСПД и серверов происходит с цикличностью не реже, чем один раз в сутки. Коррекция часов УСПД осуществляется при наличии расхождения показаний часов УСПД и серверов более чем ±2 с. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется при наличии расхождения времени счетчиков с временем УСПД более чем ±2 с.

Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование модулей ПО:

CalcClients.dll

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Идентификационное наименование модулей ПО:

CalcLeakage.dll

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Идентификационное наименование модулей ПО:

CalcLosses.dll

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

Идентификационное наименование модулей ПО:

Metrology.dll

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParseBin.dll

Идентификационные признаки

Значение

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParseIEC.dll

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParseModbus.dll

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParsePiramida.dll

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Идентификационное наименование модулей ПО:

SynchroNSI.dll

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

Идентификационное наименование модулей ПО:

VerifyTime.dll

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики измерительных каналов (далее-ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

Н

Состав измерительного канала

Метрологические характеристики ИК

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счётчик

Д

С

О

У

§

В

С

У

Вид

электроэнергии

Основная

погрешность,

(±) %

Погрешность в рабочих условиях, (±) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Томская ГРЭ

►С-2

ТФМ-110

Ктт= 500/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16023-97

НКФ-110

Томская ГРЭС-2,

Ктт=

EPQS

Активная

1,4

3,5

1

ОРУ-110 кВ, 2СШ,

110000/^3:100/^3

Кл.т. 0,5S/1,0

яч.6, С1

Кл.т. 0,5 Рег.№ 14205-94

Рег.№ 25971-03

5

СИКОН С50, Рег.№ 65197-16

Реактивная

2,2

5,4

2

Томская ГРЭС-2, ОРУ-110 кВ, 1СШ, яч.3, С2

ТФМ-110

Ктт= 500/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16023-97

НКФ-110

Ктт= 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 14205-94

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

СИКОН С70, Рег.№ 28822-0

5 0 -

6 71

8

2

№.

е

Р

1-В

С

У

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

3

Томская ГРЭС-2, ОРУ-110 кВ, 2СШ, яч.2, С3

ТФМ-110

Ктт= 500/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16023-97

НКФ-110

Ктт= 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 14205-94

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

ТФМ-110

Ктт= 500/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16023-97

НКФ-110

Томская ГРЭС-2,

Ктт=

EPQS

Активная

1,4

3,5

4

ОРУ-110 кВ, 1СШ,

110000/^3:100/^3

Кл.т. 0,5S/1,0

яч.1, С4

Кл.т. 0,5 Рег.№ 14205-94

Рег.№ 25971-03

Реактивная

2,2

5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ТВ-35/25 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3186-72

ЗНОМ-35-65

Томская ГРЭС-2,

Ктт-

EPQS

Активная

1,4

3,5

5

ОРУ-35 кВ, 1СШ,

35000/V3:100/V3

Кл.т. 0,5S/1,0

яч.11, 3501

Кл.т. 0,5

Рег.№ 25971-03

Реактивная

2,2

5,4

Рег.№ 912-70

Томская ГРЭС-2,

ТВДМ-35

ЗНОМ-35-65

Ктт-

EPQS

Активная

1,4

3,5

6

ОРУ-35 кВ, 1СШ, яч.13, 3503

Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3642-73

35000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Реактивная

2,2

5,4

Рег.№ 912-70

5

СИКОН С50, Рег.№ 65197-16

7

Томская ГРЭС-2, ОРУ-35 кВ, 2СШ, яч.14, 3504

ТВ-35/25 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3186-72

ЗНОМ-35-65

Ктт-35000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 912-70

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

СИКОН С70, Рег.№ 28822-0

5 0 -

6

8

2

%

е

Р

PQ

С

У

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

8

Томская ГРЭС-2, ОРУ-35, 1СШ, яч.4, 3505

ТВДМ-35 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3642-73

ЗНОМ-35-65

Ктт-35000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 912-70

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

Томская ГРЭС-2,

ТВДМ-35 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3642-73

ЗНОМ-35-65

Ктт-

EPQS

Активная

1,4

3,5

9

ОРУ-35, 2СШ,

35000/V3:100/V3

Кл.т. 0,5S/1,0

яч.6, 3506

Кл.т. 0,5

Рег.№ 25971-03

Реактивная

2,2

5,4

Рег.№ 912-70

Томская ГРЭС-2,

ТВДМ-35

ЗНОМ-35-65

Ктт-

EPQS

Активная

1,4

3,5

10

ОРУ-35 кВ, 2СШ, яч.10, 3508

Ктт- 600/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 3642-73

35000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Реактивная

2,2

5,4

Рег.№ 912-70

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

11

Томская ГРЭС-2, ОРУ-35 кВ, 2СШ, яч.2, 3512

ТВ-35/25 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3186-72

ЗНОМ-35-65

Ктт= 35000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 912-70

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

СИКОН С70, Рег.№ 28822-05

СИКОН С50, Рег.№ 65197-16

УСВ-1, Рег. № 28716-05

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

12

Томская ГРЭС-2, ОРУ-35 кВ, 1СШ, яч.8, 35101

ТВ-35/25 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3186-72

ЗНОМ-35-65

Ктт= 35000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 912-70

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

13

Томская ГРЭС-2, ОРУ-35 кВ, 2СШ, яч.9, 35102

ТВДМ-35 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3642-73

ЗНОМ-35-65

Ктт= 35000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 912-70

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

14

Томская ГРЭС-2, ТГ-3, камера выводов ТГ-3

ТПШФ

Ктт= 4000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 519-50

НТМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 831-69

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

15

Томская ГРЭС-2, ТГ-6, камера выводов ТГ-6

ТПШФ

Ктт= 3000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 519-50

НОМ-10

Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 363-49

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-06

Активная

Реактивная

1,4

2,1

3,5

5,8

16

Томская ГРЭС-2, КРУ-6 кВ, 1СШ, яч.4, ф.631

ТЛО-10

Ктт= 150/5 Кл.т. 0,5S Рег.№ 25433-07

ЗНОЛ-06

Ктт= 6300/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-08

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

7,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

17

Томская ГРЭС-2, КРУ-6 кВ, 1СШ, яч.5, ф.633

ТЛО-10

Ктт= 300/5 Кл.т. 0,5S Рег.№ 25433-07

ЗНОЛ-06

Ктт= 6300/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-08

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

СИКОН С70, Рег.№ 28822-05

СИКОН С50, Рег.№ 65197-16

УСВ-1, Рег. № 28716-05

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

7,4

18

Томская ГРЭС-2, КРУ-6 кВ, 1СШ, яч.6, ф.635

ТЛО-10 Ктт= 150/5 Кл.т. 0,5S Рег.№ 25433-08

ЗНОЛ-06

Ктт= 6300/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-08

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

7,4

19

Томская ГРЭС-2, КРУ-6 кВ, 2СШ, яч.9, ф.630

ТЛО-10 Ктт= 150/5 Кл.т. 0,5S Рег.№ 25433-08

ЗНОЛ-06

Ктт= 6300/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-08

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

7,4

20

Томская ГРЭС-2, КРУ-6 кВ, 2СШ, яч.7, ф.634

ТЛО-10

Ктт= 300/5 Кл.т. 0,5S Рег.№ 25433-08

ЗНОЛ-06

Ктт= 6300/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-08

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

7,4

21

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.11, ф.1011

ТЛП-10 Ктт= 400/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

0,9

1,5

2,4

6,2

22

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.1, ф.1001

ТЛП-10 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

0,9

1,5

2,4

6,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

23

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ,

ТЛП-10 Ктт- 400/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт- 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

0,9

2,4

яч.41, ф.1007

Рег.№ 25971-06

Реактивная

1,4

4,2

24

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ,

ТЛП-10 Ктт- 400/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт- 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

0,9

2,4

яч.9, ф.1009

Рег.№ 25971-03

СИКОН С70, Рег.№ 28822-05

СИКОН С50, Рег.№ 65197-16

Реактивная

1,5

6,2

25

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.13, ф.1013

ТЛП-10 Ктт- 400/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт- 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

УСВ-1, Рег. № 28716-05

Активная

Реактивная

0,9

1,5

2,4

6,2

26

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.27, ф.1027

ТЛП-10 Ктт- 400/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт- 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

0,9

1,5

2,4

6,2

27

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ,

ТЛП-10 Ктт- 1000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт- 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

0,9

2,4

яч.33, ф.1033

Рег.№ 25971-06

Реактивная

1,4

4,2

28

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ,

ТЛП-10 Ктт- 800/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт- 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

0,9

2,4

яч.10, ф.1039

Рег.№ 25971-03

Реактивная

1,5

6,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

29

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ,

ТЛП-10 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0

Активная

0,9

2,4

яч.7, ф.1041

Рег.№ 25971-03

Реактивная

1,5

6,2

30

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ,

ТЛП-10 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0

Активная

0,9

2,4

яч.39, ф.1010

Рег.№ 25971-03

5

О

1

2

2

8

8

(N

%

е

Рч

О

7

С

X

о

6

7

9

5

ю

%

е

Рч

CD

5

С

X

о

Реактивная

1,5

6,2

31

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.12, ф.1012

ТЛП-10 Ктт= 400/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

УСВ-1, Рег. № 28716-05

Активная

Реактивная

0,9

1,5

2,4

6,2

32

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.14, ф.1014

ТЛП-10 Ктт= 400/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

0,9

1,5

2,4

6,2

33

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ,

ТЛП-10 Ктт= 400/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0

Активная

0,9

2,4

яч.16, ф.1016

Рег.№ 25971-03

Реактивная

1,5

6,2

34

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ,

ТЛП-10 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0

Активная

0,9

2,4

яч.20, ф.1020

Рег.№ 25971-03

Реактивная

1,5

6,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

35

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.26, ф.1026

ТЛП-10 Ктт= 400/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

СИКОН С70, Рег.№ 28822-05

СИКОН С50, Рег.№ 65197-16

УСВ-1, Рег. № 28716-05

Активная

Реактивная

0,9

1,5

2,4

6,2

36

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.38, ф.1038

ТЛП-10

Ктт= 600/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

0,9

1,5

2,4

6,2

37

Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ,яч.40, ф.1040

ТЛП-10

Ктт= 600/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 30709-08

НАМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 11094-87

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

0,9

1,5

2,4

6,2

38

Томская ГРЭС-2, ТГ-5, камера выводов ТГ-5

ТПШФ

Ктт= 4000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 519-50

НТМИ-10 Ктт= 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 831-69

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

39

Томская ГРЭС-2, ТГ-7, камера выводов ТГ-7

ТЛШ-10 Ктт= 5000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 11077-07

ЗНОЛ-06 Ктт= 10000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-08

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-06

Активная

Реактивная

1,1

1,6

2,5

4,3

40

Томская ГРЭС-2, ТГ-8, на токопро-воде. в нуле ТГ-8

ТШЛ-20 Ктт= 8000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 8771-00

ЗНОЛ-06 Ктт= 11000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-72

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

41

Томская ГРЭС-2, ТГ-2, комплект то-копроводов ТГ-2

ТШЛ-10 Ктт- 5000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 3972-03

ЗНОЛП

Ктт-10500/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 23544-07

EPQS Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 25971-06

СИКОН С70, Рег.№ 28822-05

СИКОН С50, Рег.№ 65197-16

.ег 055

С2

У

Активная

Реактивная

1,1

1,6

2,5

4,3

Томская ТЭ

Ц-3

42

Томская ТЭЦ-3, ТГ-1, камера ввода ТГ-1

ТШ-20 Ктт- 8000/5 Кл.т. 0,2 Рег.№ 8771-82

ЗНОМ-20-63 Ктт-18000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1593-62

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

СИКОН С70, Рег.№ 28822-05

СИКОН С50, Рег.№ 65197-16

УСВ-1, Рег. № 28716-05

Активная

Реактивная

1,1

1,8

2,5

3,8

43

Томская ТЭЦ-3, ОРУ 220 кВ, 1СШ, яч.10,Т-210

ТВ-220-1 Ктт- 1000/1 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3191-72

НКФ-220-58

Ктт-220000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 14626-00

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

44

Томская ТЭЦ-3, ОРУ 220 кВ, 2СШ, яч.8,Т-211

ТВ-220-1 Ктт- 1000/1 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3191-72

НКФ-220-58 Ктт-220000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 14626-00

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

45

Томская ТЭЦ-3, ОРУ 220 кВ, 1СШ, яч.6,Т-212

ТВ-220-1 Ктт- 1000/1 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3191-72

НКФ-220-58

Ктт-220000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 14626-00

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

46

Томская ТЭЦ-3, ОРУ 220 кВ, 1СШ, яч.7,ОВ-220

ТВ-220-1 Ктт= 1000/1 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3191-72

НКФ-220-58

Ктт= 220000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 14626-00

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

СИКОН С70, Рег.№ 28822-05

СИКОН С50, Рег.№ 65197-16

УСВ-1, Рег. № 28716-05

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

47

Томская ТЭЦ-3, ОРУ 110 кВ, 1СШ, яч.6,С-131

ТФЗМ-110Б-1 У1 Ктт= 400/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2793-88

НКФ-110

Ктт= 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 14205-94

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

48

Томская ТЭЦ-3, ОРУ 110 кВ, 2СШ, яч.8,С-132

ТФЗМ-110Б-1 У1 Ктт= 300/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2793-88

НКФ-110

Ктт= 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 14205-94

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

49

Томская ТЭЦ-3, ОРУ 110 кВ, 1СШ, яч.4,С-134

ТФЗМ-110Б-1 У1 Ктт= 400/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2793-88

НКФ-110

Ктт= 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 14205-94

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

50

Томская ТЭЦ-3, ОРУ 110 кВ, 2СШ, яч.2,С-135

ТФЗМ-110Б-1 У1 Ктт= 400/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2793-88

НКФ-110

Ктт= 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 14205-94

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03

Активная

Реактивная

1,4

2,2

3,5

5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ТФЗМ-110Б-

НКФ-110

СИКОН С70, Рег.№ 28822-05

СИКОН С50, Рег.№ 65197-16

.ег 05S §

СВ 2 У

51

Томская ТЭЦ-3, ОРУ 110 кВ, 1СШ,

1 У1 Ктт= 800/5

Ктт=

110000/^3:100/^3

EPQS Кл.т. 0,5S/1,0

Активная

1,4

3,5

яч.5, ОВ-110

Кл.т. 0,5 Рег.№ 2793-88

Кл.т. 0,5 Рег.№ 14205-94

Рег.№ 25971-03

Реактивная

2,2

5,4

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Допускается замена измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков, УСПД, серверов, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть;

4.    В Таблице 2 в графах 10 и 11, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,8 (sin9=0,6); токе ТТ, равном 100 % от !ном для нормальных условий и при cos9=0,8 (sin9=0,6); токе ТТ, равном 5 % от !ном для рабочих условий, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до плюс 30 °С.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

51

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,9

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности cosj(sinj)

от 0,5 инд. до 0,8 емк

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -40 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °С

от -35 до +55

- температура окружающей среды в месте расположения

УСПД, °С

от -10 до +50

- температура окружающей среды в месте расположения

серверов, °С

от -10 до +35

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ-1:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

сервера:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

5

сервера:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания УСПД и серверов 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 коммутируемого канала.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД :

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

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);

-    сервера (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована). Знак утверждения типа

наносится на титульные листы паспорта-формуляра на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Томская генерация» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТФМ-110

12 шт.

Трансформатор тока

ТВ-35/25

12 шт.

Трансформатор тока

ТВДМ-35

15 шт.

Трансформатор тока

ТПШФ

6 шт.

Трансформатор тока

ТЛО-10

15 шт.

Трансформатор тока

ТЛП-10

34 шт.

Трансформатор тока

ТЛШ-10

3 шт.

Трансформатор тока

ТШЛ-20

2 шт.

Трансформатор тока

ТШ-20

2 шт.

Трансформатор тока

ТВ-220-1

12 шт.

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-1У1

15 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-110

12 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

6 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-10

2 шт.

Трансформатор напряжения

НОМ-10

2 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-06

9 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП

3 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-20-63

3 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-220-58

6 шт.

Счетчик электрической энергии

EPQS

51 шт.

Сервер с ПО «Пирамида 2000»

СИКОН С50

3 шт.

У стройство синхронизации времени

УСВ-1

3 шт.

УСПД

СИКОН С70

9 шт.

Методика поверки

МП 4222-02-3329074523- 2017

1 экз.

Паспорт - формуляр

АСВЭ 162.00.00 ФО

1экз

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-02-3329074523- 2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Томская генерация». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20 октября 2017 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений;

-    счётчики электрической энергии многофункциональные EPQS - по РМ-1039597-26:2002 «Счетчики многофункциональные электрической энергии EPQS», утвержденной Государственной метрологической службой Литовской Республики в 2002 г.;

-    СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    «СИКОН С50» - осуществляется по документу РТ-МП-3371-441-2016 «ГСИ. Контроллеры многофункциональные «СИКОН С70» Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» от 01.7.2016 г.;

-    УСВ-1 - Поверка производится соответствии документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;

-    термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-07).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Томская генерация» МВИ 4222-02-3329074523-2017, аттестованной в соответствии с требованиями Приказа Минпромторга РФ от 15.12.2015 г № 4091 ФБУ «Самарский ЦСМ»

03.09.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Томская генерация»

ГОСТ 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

Развернуть полное описание