![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Томская генерация"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Томская генерация""){kind=logo}
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Томская генерация"
- ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир
-
Скачать
69747-17: Методика поверки МП 4222-02-3329074523-2017Скачать8.9 Мб
69747-17: Описание типа СИСкачать153.9 Кб
- 28.11.24
- 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 №. .г 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 % .г 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 % .г е Рч О 7 С X о | 6 ■ 7 9 5 ю % .г 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