Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Красноярская ТЭЦ-3" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)" 2 этап
- ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:52672-13
- 02.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Красноярская ТЭЦ-3" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)" 2 этап
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2013 |
Дата протокола | Приказ 95 п. 23 от 08.02.2013 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Красноярская ТЭЦ-3» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» 2 этап (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности, потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) №№ 1 - 10, 15, 17, 34 - 37 АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии A1802RAL-P4G-DW-4 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии, по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав. № 421), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (Зав. № 2277), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Измерительно-информационные каналы (ИИК) №№ 11 - 14, 16, 18 - 33, 38 - 48 АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии A1802RAL-P4G-DW-4 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии, по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычисли-
тельной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав. № 421), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (Зав. № 2277), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ обеспечивает обмен данными через центр сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» со следующими организациями оптового рынка электроэнергии (ОРЭ):
1) оператор торговой системы ОРЭ (ОАО «АТС»);
2) Красноярское региональное диспетчерское управление (РДУ) ОАО «СО ЕЭС»;
3) магистральные электрические сети (МЭС) «Сибири» ОАО «ФСК ЕЭС»;
4) ОАО «Кузбассэнерго»;
5) другими субъектами ОРЭ (при необходимости).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
• периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
• периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных в базу данных ИВК о состоянии средств измерений;
• хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).
Принцип действия:
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.
Для ИИК №№ 1 - 10, 15, 17, 34 - 37 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, 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, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по каналам Ethernet.
Для ИИК №№ 11 - 14, 16, 18 - 33, 38 - 48 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через контроллеры СИКОН ТС65 по GSM-каналам поступает на верхний уровень.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени (УСВ-2), счетчиков, УСПД и ИВК. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УСВ-2 входит GPS-приемник, что обеспечивает ход часов УСВ-2 не более ±0,35 с/сутки.
УСВ-2 подключено к ИВК «ИКМ-Пирамида», установленному в ЦСОИ Филиала Красноярская ТЭЦ-3 ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)».
Сравнение показаний часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит с цикличностью не реже чем один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида».
Сравнение показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК №№ 1 - 10, 15, 17, 34 - 37 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику (один раз в 30 минут), синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±3 с, не чаще одного раза в сутки.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК №№ 11 - 14, 16, 18 - 33, 38 - 48 и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит при каждом обращении к счетчику (один раз в 30 минут), синхронизация часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от величины расхождения показаний часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида», но не чаще чем один раз в сутки.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО сервера сбора данных (ССД) и сервера баз данных (СБД) АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.
Состав модулей ПО «Пирамида 2000», используемых в АИИС КУЭ Филиала «Красноярская ТЭЦ-3» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» 2 этап, указан в таблице 1.
Перечисленные модули из состава ПО «Пирамида 2000» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные | ПО | |||
Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | е557^0Ь1Ь21906 5d63da949114dae4 | MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeakage.dll | bl959ff70belebl7c 83f7b0f6d4al32f | ||
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | d79874dl0fc2bl56 a0fdc27elca480ac | ||
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 6f557f885b7372613 28cd77805bdlba7 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 48e73a9283dle664 94521f63d00b0d9f | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | c391d64271acf4055 bb2a4d3felf8f48 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dl l | ecf532935cala3fd3 215049aflfd979f | ||
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации | SynchroNSI.dll | 530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09 | ||
Модуль расчета величины рассинхронизашш и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | Iea5429b261fb0e28 84f5b356aldle75 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электро-энергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
Наименование объекта | Состав измерительно-информационных каналов | Вид электроэнергии | |||||
Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УСПД | ИВК | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, С.1РКТП, яч. 1 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. №51910 Зав. №51834 Зав. № 58286 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ЕЗПР | AI802RL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225656 | СИКОН С70 Зав.№ 05983 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№421 | активная реактивная |
2 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, с.3РКТП, яч. 21 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 40241 Зав. № 40243 Зав. № 58287 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3754 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225655 | активная реактивная | ||
3 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145 ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 93268 Зав. № 58831 Зав. №90041 | - | A1802RL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225661 | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
4 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, с.2РКТП, яч.10 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. №51981 Зав. №51861 Зав. №51882 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ПКЕЕС | A1802RL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225654 | СИКОН С70 Зав.№ 05983 | ИВК«ИКМ-Пирамида» Зав.№421 | активная реактивная |
5 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, с.4РКТП, яч.26 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 58262 Зав. № 51886 Зав. № 58233 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ЕАПП | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225653 | активная реактивная | ||
6 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, с.5РКТП, яч.39 | ТШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав.№ 1983 Зав. № 3005 Зав.№ 1904 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав.№ 1201 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225652 | активная реактивная | ||
7 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, с.6РКТП, яч.50 | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S 2000/5 Зав. №391 Зав. № 392 Зав. № 393 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав.№ 1200 | AI802RL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225651 | активная реактивная | ||
8 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. №56691 Зав. № 74403 Зав. № 93222 | - | A1802RL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225660 | активная реактивная | ||
9 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, с.6РКТП, яч.42 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. №04791 Зав. № 02809 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав.№ 1200 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225647 | активная реактивная | ||
10 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, с.5РКТП, яч.49 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 40930 Зав. № 50270 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 1201 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225646 | активная реактивная | ||
11 | ЗАО «Мобиком-Новосибирск» | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 15/5 Зав.№ 8007946 Зав. № 8007932 Зав. № 8007937 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225669 | - | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
12 | ОАО «Вымпел-Коммуникации» | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 15/5 Зав. № 8015804 Зав. № 8015803 Зав. № 8015805 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225668 | - | ИВК«ИКМ-Пирамида» Зав.№421 | активная реактивная | |
13 | Филиал ОАО «МТС в Красноярском крае» | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 15/5 Зав. № 8007939 Зав. № 8007942 Зав. № 8007940 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225667 | активная реактивная | |||
14 | ОАО "Енисейтелеком" | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 15/5 Зав. № 8007943 Зав. №8007941 Зав. № 8007934 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225666 | активная реактивная | |||
15 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, с.3РКТП, яч.23 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. №49141 Зав. №49153 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3754 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225650 | СИКОН С70 Зав.№ 05983 | активная реактивная | |
16 | ОАО «ХСРК», Хознужды яч.23 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 0032247 Зав. № 0038558 Зав. № 0032555 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225662 | - | активная реактивная | ||
17 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, с.3РКТП, яч.31 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. №49185 Зав. № 52280 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3754 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225649 | СИКОН С70 Зав.№ 05983 | активная реактивная | |
18 | ООО «СЭМ» КТП-145-18-2 ШС-1 (РП-3,4,5) | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. №2012668 Зав. №2012639 Зав. №2011569 | - | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238263 | - | активная реактивная | |
19 | ООО «СЭМ» КТП-145-18-4 ШС-3 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 1107533 Зав.№ 1 107554 Зав.№ 1105810 | - | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238262 | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
20 | ООО «СЭМ» КТП-145-18-4 РП-1-2 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. №2012643 Зав. №2012640 Зав. №2012205 | - | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238261 | - | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав.№421 | активная реактивная |
21 | ООО «СЭМ» КТП-145-18-4 ШС-2 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 1105800 Зав. № 1105803 Зав.№ 1107522 | - | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238260 | активная реактивная | ||
22 | ООО «СЭМ» КТП-145-18-11 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 2007429 Зав. № 2007006 Зав. №2007010 | - | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238259 | активная реактивная | ||
23 | ООО «СЭМ» КТП-145-18-3 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. №2001196 Зав. №2001206 Зав. №2001194 | ^в | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238258 | активная реактивная | ||
24 | ЗАО КМУ «Г идромонтаж» КТП-145-18-2 рубильник МКГ | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. №2012642 Зав. №2010244 Зав. №2011586 | - | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238255 | активная реактивная | ||
25 | ЗАО КМУ «Г идромонтаж» КТП-145-18-2 РП-17, 18 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. №2010265 Зав. №2010269 Зав. №2012644 | ^в | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238254 | активная реактивная | ||
26 | ЗАО КМУ «Г идромонтаж» КТП-145-18-4 рубильник ЯУк-3 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. №2010256 Зав. №2010268 Зав. №2010934 | ^в | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238253 | активная реактивная | ||
27 | ЗАО КМУ «Г идромонтаж» КТП-145-18-3 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. №2012634 Зав. №2012213 Зав. №2010274 | _ | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238252 | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
28 | ОАО «ХСРК» КТП-145-18-2 РП-24, РП-25, РП-26 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. №2010243 Зав. №2010231 Зав. №2012666 | _ | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238251 | - | ИВК«ИКМ-Пирамида» Зав.№421 | активная реактивная |
29 | КТП-145-18-1, ввод 0,4 кВ | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. №2001198 Зав. №2001209 Зав. №2001193 | _ | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238244 | активная реактивная | ||
30 | КТП-145-18-9, ввод 0,4 кВ | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. №2001203 Зав. №2001210 Зав. №2001190 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238243 | активная реактивная | |||
31 | ОАО «ХСРК» КТП-145-18-6 | ТТН-Ш Кл. т. 0,5 100/5 Зав.№ 105287453 Зав.№ 105285709 Зав.№ 105287443 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238249 | активная реактивная | |||
32 | КТП-145-3 8-2 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. №2012633 Зав. №2012175 Зав. №2012176 | _ | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01239034 | активная реактивная | ||
33 | ООО «ССЭМ» КТП-145-38-1 | ТОП 0,66 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. №23702 Зав. № 23720 Зав. № 23683 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225663 | активная реактивная | |||
34 | 4 РКТП яч.28 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. №02771 Зав. № 04795 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ЕАПП | AI802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238264 | СИКОН С70 Зав.№ 05983 | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
35 | Красноярская ТЭЦ-3 ПС 110/6 кВ №145, КРУ 6 кВ, С.2РКТП, яч.4 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. №49145 Зав. №32145 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ПКЕЕС | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225644 | СИКОН С70 Зав.№ 05983 | ИВК«ИКМ-Пирамида» Зав.№421 | активная реактивная |
36 | Сборка потребителей яч.18 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. №52105 Зав. № 52299 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ПКЕЕС | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225648 | активная реактивная | ||
37 | Освещение дороги | ТОЛ-10-1-2 Кл. т. 0,5 150/5 Зав.№ 10171 Зав. К» 10170 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 1779 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0.2S/0.5 Зав. № 01225645 | активная реактивная | ||
38 | ОАО «ХСРК» КТП-145-18-8 | Т-0,66 М УЗ Кл. т. 0,5 600/5 Зав. №061912 Зав. №061910 Зав. №061911 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238248 | - | активная реактивная | ||
39 | ОАО «ХСРК» КТП-145-18-5 | ТШП-0,66 Кл. т. 0.5S 600/5 Зав. №2001197 Зав. №2001212 Зав. №2001189 | - | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238247 | активная реактивная | ||
40 | Локомотивное депо вв.1 (хн) | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. №53113 Зав. № 00243 Зав.№ 11452 | - | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0.2S/0.5 Зав. № 01225665 | активная реактивная | ||
41 | Локомотивное депо вв.2 (хн) | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. №53140 Зав. № 49694 Зав. № 10755 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01225664 | активная реактивная | |||
42 | АЗС (хн) | Т-0,66 Кл. т. 0,5 50/5 Зав.№ 10189 Зав. № 79433 Зав. №00751 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238242 | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
43 | ОАО «СЭР» КТП-145-18-2 РП-22, 23 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. №2010228 Зав. №2010255 Зав. №2010949 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238257 | - | ИВК«ИКМ-Пирамида» Зав.№421 | активная реактивная | |
44 | ОАО «ХСРК» КТП-145-18-2 сборка ШС-4 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав.№ 1107540 Зав.№ 1107542 Зав.№ 1105814 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238250 | активная реактивная | |||
45 | ОАО «ХСРК» СКР-2000 КТП-145-18-2 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав.№ 1104423 Зав.№ П04235 Зав.№ 1104373 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238241 | активная реактивная | |||
46 | ОАО «КУ ВЭМ» КТП-145-18-4 РП-1 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 1104443 Зав.№ 1104239 Зав.№ 1104253 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238246 | активная реактивная | |||
47 | ОАО «КУ ВЭМ» КТП-145-18-4 РП-2 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав.№ 1104444 Зав.№ 1104234 Зав.№ 1104249 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238245 | активная реактивная | |||
48 | ОАО «СЭР» КТП-145-18-4 РП-20,21 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. №2010927 Зав. №2010229 Зав. №2011578 | A1802RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01238256 | активная реактивная |
Таблица 3_____________________________________________________________________________
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электри-
______________ческой энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ_____________
Номер ИИК | cosф | б 1(2)% 11(2)—1изм<15 % | б5% I5%—1изм<120% | б20% I20%—1изм<1100 % | б 100% I120%—1изм—I120 % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
1,2,4,5,15, 17,34-37 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0.2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | |
0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | ||
0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ||
0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | ||
0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
6,9,10 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0.2S) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | |
0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | ||
0,8 | ±2,8 | ±1,6 | ±1,2 | ||
0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | ||
0,5 | ±5,4 | ±2,8 | ±2,0 | ||
7 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
0,9 | ±1.2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | |
0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
0,5 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
3,8, 11 - 14, 16,31,33,38, 4042 (ТТ 0,5; Сч 0.2S) | 1.0 | - | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | |
0.8 | ^в | ±2,8 | ±1,5 | ±1,2 | |
0,7 | - | ±3,5 | ±1,8 | ±1,4 | |
0,5 | - | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 | |
18 -30, 32, 39, 43 -48 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
0,9 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | |
0,8 | ±2,5 | ±1,6 | ±1,2 | ±1.2 | |
0,7 | ±3.1 | ±1.9 | ±1,4 | ±1,4 | |
0,5 | ±4,7 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,9 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
Номер ИИК | cosф | б 1(2)% 11(2)—1изм<15 % | б5% I5%—1изм<120% | 620% 120%—1изм<1100 % | б 100% I120%—1изм—I120 % |
1,2, 4,5, 15, 17,34-37 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | - | ±7,2 | ±3,9 | ±2,9 |
0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 | |
0,7 | ^в | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 | |
0,5 | - | ±2,7 | ±1,7 | ±1,4 | |
6,9,10 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,9 | - | ±7,1 | ±3,6 | ±2,6 |
0,8 | - | ±4.4 | ±2,4 | ±1,8 | |
0,7 | - | ±3,7 | ±2,0 | ±1,5 | |
0,5 | - | ±2,7 | ±1,5 | ±1,3 | |
7 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,9 | ±2,5 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 |
0,8 | ±1,7 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 | |
0,7 | ±1,4 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 | |
0,5 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,6 | |
3,8, 11 - 14, 16,31,33,38, 40 42 (ТТ 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | - | ±7,0 | ±3,6 | ±2,5 |
0,8 | - | ±4,4 | ±2,3 | ±1,7 | |
0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,5 | |
0,5 | ^в | ±2,6 | ±1,5 | ±1,2 | |
18 -30, 32, 39,43 -48 (ТТ 0,5S; Сч 0,5) | 0,9 | ±6,7 | ±3,8 | ±2,5 | ±2,5 |
0,8 | ±4,4 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,7 | |
0,7 | ±3,7 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,5 | |
0,5 | ±2.8 | ±1.7 | ±1,2 | ±1,2 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 6i(2)%p и 6i(2)%q для cosф=l,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений б 1(2)%р и 61(2)%Q для cosф <1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95
Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-ином;
• сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cosф=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
• сила тока от 0,05^1ном до 1,2^1ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии Альфа А1800- среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• УСПД (Сикон С70) - среднее время наработки на отказ не менее 70000 ч;
• ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 ч;
• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч;
Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для ИВК «ИКМ-Пирамида» Тв < 1 час;
• для УСВ-2 < 2 часа;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Наличие фиксации в журнале событий в УСПД следующих событий:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике и УСПД;
• пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4
Наименование | Кол. |
1 | 2 |
Трансформатор тока ТВЛМ-10 (Госреестр № 1856-63) | 24 |
Трансформатор тока ТЛШ-10 (Госреестр № 11077-83) | 6 |
Трансформатор тока Т-0,66 (Госреестр № 17551-06) | 15 |
Трансформатор тока ТОЛ-10 (Госреестр № 7069-02) | 2 |
Трансформатор тока ТОП-0,66 (Госреестр № 15174-06) | 12 |
Трансформатор тока ТОП-0,66 (Госреестр № 47959-11) | 30 |
Трансформатор тока ТШП-0,66 (Госреестр № 47957-11) | 33 |
Трансформатор тока ТШП-0,66 (Госреестр № 15173-06) | 3 |
Трансформатор тока ТТН-Ш (Госреестр № 41260-09) | 3 |
Трансформатор тока ТОП 0,66 (Госреестр № 28565-05) | 3 |
Трансформатор тока ТОЛ-10-1-2 (Госреестр № 47959-11) | 2 |
Трансформатор тока Т-0,66 М УЗ (Госреестр № 36382-07) | 5 |
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 (Госреестр № 2611 -70) | 5 |
Трансформатор напряжения НАМИ-10 (Госреестр № 11094-87) | 2 |
Электросчетчик A1802RL-P4G-DW-4 (Госреестр № 31857-06) | 23 |
Электросчетчик Al 802RL-P4G-DW-4 (Госреестр № 31857-11) | 25 |
УСПД СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05) | 1 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» (Госреестр № 45270-10) | 1 |
1 | 2 |
Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (Госреестр №41681-10) | 1 |
Методика поверки МП 1444/446-2012 | 1 |
Паспорт-формуляр ВЛСТ 839.00.00 ФО | 1 |
Технорабочий проект ВЛСТ 839.00.000 РП | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1444/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Красноярская ТЭЦ-3» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» 2 этап. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в августе 2012 года.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
• для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
• для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
• для счетчиков Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
• для УСПД Сикон С70 - по документу «Контроллер сетевой индустриальный Сикон С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
• для ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
• для ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
• для УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Красноярская ТЭЦ-3» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» 2 этап. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0017/2012-01.00324-2011 от 08.02.2012 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 73-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.