Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ АО "Татэнергосбыт" девятая очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 69155-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "СИТ-КАЗАНЬ", г.Казань |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ АО «Татэнергосбыт» девятая очередь (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации АО «Татэнергосбыт» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 69155-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ АО "Татэнергосбыт" девятая очередь |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 11 |
Производитель / Заявитель
ООО "СИТ-КАЗАНЬ", г.Казань
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 69155-17: Описание типа СИ | Скачать | 214.6 КБ | |
| 69155-17: Методика поверки ТЭС 057.217.00.09.00 МП | Скачать | 6.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ АО «Татэнергосбыт» девятая очередь (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации АО «Татэнергосбыт» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-ти минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных 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 на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные места (АРМы);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей доступа и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- обеспечение подготовки данных об измеренных величинах и о состоянии средств измерений в заранее согласованных XML форматах (макетах) для передачи их по электронной почте участникам Оптового Рынка Электрической Энергии и Мощности (ОРЭМ), а также приемки по электронной почте аналогичных макетов от АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ с последующей загрузкой полученных данных в специализированную базу данных АИИС КУЭ. Состав данных в макетах - результаты измерений и состояние средств измерений (формируются разными макетами).
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень включает в себя измерительно-информационные комплексы (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точках измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее -счетчики), установленные на объектах, указанных в таблице 3.
Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «Сикон С1» (Регистрационный № 29484-05) и «Сикон С70» (Регистрационный № 28822-05) указаны в таблице 3, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида» (Регистрационный № 45270-10); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации времени типа УСВ-2 (Регистрационный № 41681-10); автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе ПК; технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; и программное обеспечение (ПО) "Пирамида 2000".
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, отправки/приема информации о результатах измерений и состояниях средств измерений в виде макетов XML форматах по электронной почте от других участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
В ИВК «ИКМ-Пирамида» с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ) обеспечивается автоматическая синхронизация времени встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида», входящих в измерительный канал. СОЕВ АИИС КУЭ охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени (измерение времени, синхронизация времени, коррекция времени), возможность автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК, УСПД и счетчиков осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже одного раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК, УСПД и счетчиков ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Описание метрологических и технических характеристик ИИК, по которым производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ, и которые включены в АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ по отношению к АО «Татэнергосбыт», приведены в приложениях (описании типов средств измерений) свидетельств об утверждении типов средств измерений данных АИИС КУЭ. Регистрационные номера в Федеральном информационном фонде АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Измерительные каналы, входящие в состав измерительных систем, данные с которых передаются по договору информационного обмена в АИИС КУЭ
|
АО «Татэнергосбыт» - ПАС области) PTATENER-PFES1 |
) «ФСК ЕЭС» МЭС Волги (по сетям 330 кВ и выше Самарской MSVS | |
|
1 |
ПС Куйбышевская-500 ВЛ-500 кВ Куйбышевская-ЗайГРЭС |
Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии «ПС 500 кВ Куйбышевская» регистрационный № 45877-10. |
|
2 |
Заинская ГРЭС ВЛ 500 ЗайГРЭС- Куйбышевская |
Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО «Г енерирущая компания» Заинская ГРЭС регистрационный №54754-13. |
|
АО «Татэнергосбыт» - ООО «ЭнергоСбытовая Компания Башкортостана» PTATENER-PBASHENE | ||
|
3 |
Кармановская ГРЭС ВЛ 500 кВ КаГРЭС-Удмуртская (от Кармановской ГРЭС до опоры №113) |
Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» регистрационный №58406-14, в которую информация поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» регистрационный №52559-13. |
АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
1) активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в энергонезависимой базе данных электросчетчиков, УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД и ИВК хранится служебная информация: регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы электропитания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ.
В АИИС КУЭ измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных в ИВК.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от УСВ-2.
Сравнение показаний часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» с соответствующим УСВ-2 осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-2 на величину более ±2 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера БД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера БД на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счётчиков с часами соответствующего УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±1 с.
Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов электросчётчиков, УСПД и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» отражаются в соответствующих журналах событий.
На третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере.
Передача результатов измерений в виде xml файла формата 80020 (в соответствии с приложением № 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности) от ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется по электронной почте ответственному работнику АО «Татэнергосбыт», имеющему электронноцифровую подпись (ЭЦП). Далее макет загружается в ПО «АРМ Участника ОРЭ» разработки АО «АТС», подписывается и отправляется посредством сети Internet в ПАК АО «АТС».
Программное обеспечение
Уровень защиты программного обеспечения (ПО) от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокой (в соответствии с Р 50.2.077-2014)
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 3. Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
аблица 3 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
№ п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид измеряемой энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС "Бугульма-500" ВЛ-500 кВ Бугульма-Бекетово |
SAS-550; Ктт=3000/1 КТ 0,2S Регистрационный № 25121-07 |
VEOS-550; КТ 0,2 Ктт=500000/100, Регистрационный № 37113-14 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±0,9 |
±1,0 |
|
±2,4 |
±2,5 | |||||||
|
2 |
ПС "Бугульма-500" ВЛ-500 кВ Бугульма-Бекетово (резерв) |
SAS-550; Ктт=3000/1КТ 0,2S Регистрационный № 25121-07 |
VEOS-550; КТ 0,2 Ктт=500000/100, Регистрационный № 37113-14 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±0,9 |
±1,0 |
|
±2,4 |
±2,5 | |||||||
|
3 |
ПС "Бугульма-500" ВЛ-220 кВ Бугульма-Аксаково |
ТФНД-220-1 КТ . 0,5 Ктт=1200/1 Регистрационный № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Регистрационный № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
4 |
ПС "Бугульма-500" ВЛ-220 кВ Бугульма-Аксаково (резерв) |
ТФНД-220 КТ . 0,5 Ктт=1200/1 Регистрационный № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Регистрационный № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС "Бугульма-500" ВЛ-220 кВ Бугульма-Туймазы |
ТФНД-220 КТ . 0,5 Ктт=1200/5 Регистрационный № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ . 0,5 Ктт= 220000/100 Регистрационный № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
6 |
ПС "Бугульма-500" ВЛ-220 кВ Бугульма-Туймазы (резерв) |
ТФНД-220 КТ . 0,5 Ктт=1200/5 Регистрационный № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ . 0,5 Ктт= 220000/100 Регистрационный № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
7 |
ОВ-220 кВ ПС Бугульма-500 |
ТФНД-220-1 КТ . 0,5 Ктт=2000/1 Регистрационный № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ . 0,5 Ктт= 220000/100 Регистрационный № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
8 |
ОВ-220 кВ ПС Бугульма-500 (резерв) |
ТФНД-220-1 КТ . 0,5 Ктт=2000/1 Регистрационный № 3694-73 |
НКФ-220-58У1 КТ . 0,5 Ктт= 220000/100 Регистрационный № 14626-06 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
9 |
ПС "Бугульма-500" В-35 кВ Плавки гололеда ВЛ-110 кВ Бугульма-Елизаветинка 1;ВЛ-110 кВ Бугульма-Елизаветинка 2; ВЛ-500 кВ Бугульма-Бекетово; ВЛ-220 кВ Бугульма-Аксаково; ВЛ-220 кВ Бугульма-Туймазы |
ТФЗМ КТ . 0,2S Ктт=2000/5 Регистрационный № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 КТ . 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
10 |
ПС "Бугульма-500" В-35 кВ Плавки гололеда ВЛ-110 кВ Бугульма-Елизаветинка 1;ВЛ-110 кВ Бугульма-Елизаветинка 2; ВЛ-500 кВ Бугульма-Бекетово; ВЛ-220 кВ Бугульма-Аксаково; ВЛ-220 кВ Бугульма-Туймазы (резерв) |
ТФЗМ КТ . 0,2S Ктт=2000/5 Регистрационный № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 КТ . 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
11 |
ПС "Бавлы" ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево-Уязы Тамак |
ТФН-35М КТ . 0,5 Ктт=150/5 Регистрационный № 3690-73 |
НАМИ-35 КТ . 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
12 |
ПС "Бавлы" ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево-Уязы Тамак (резерв) |
ТФН-35М КТ 0,5 Ктт=150/5 Регистрационный № 3690-73 |
НАМИ-35 КТ . 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
13 |
ПС "Тумутук" ВЛ-35 кВ Т умутук-Юз еево |
ТФЗМ 35А-У1; КТ 0,5 Ктт=100/5 Регистрационный № 3690-73 |
НАМИ-35 КТ . 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
14 |
ПС "Тумутук" ВЛ-35 кВ Тумутук-Юзеево (резерв) |
ТФЗМ 35А-У1; КТ 0,5 Ктт=100/5 Регистрационный № 3690-73 |
НАМИ-35 КТ . 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
15 |
ПС "Тумутук" РУ-6 кВ ячейка 04 |
ТОЛ-10; КТ . 0,5 Ктт=200/5 Регистрационный № 7069-02 |
НАМИ-10 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Регистрационный № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
16 |
ПС "Тумутук" РУ-6 кВ ячейка 04 (резерв) |
ТОЛ-10; КТ . 0,5 Ктт=200/5 Регистрационный № 7069-02 |
НАМИ-10 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Регистрационный № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
17 |
ПС Ютаза РУ-6 кВ ячейка 45-05 |
ТОЛ-10 КТ . 0,5 Ктт=200/5 Регистрационный № 7069-02 |
НАМИ-10-95 КТ . 0,5 Ктт= 6000/100 Регистрационный № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
18 |
ПС Ютаза РУ-6 кВ ячейка 45-15 |
ТОЛ-10 КТ . 0,5 Ктт=200/5 Регистрационный № 7069-02 |
НАМИ-10-95 КТ . 0,5 Ктт= 6000/100 Регистрационный № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
19 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС -Туймазы-1 с отпайкой на ПС "Кызыл Буляк" |
TG-145 КТ . 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный № 15651-96 |
НКФ-110 КТ . 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 922-54 |
СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,0 |
±1,3 |
|
±2,5 |
±3,0 | |||||||
|
20 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС -Туймазы-1 с отпайкой на ПС "Кызыл Буляк" (резерв) |
TG-145 КТ . 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный № 15651-96 |
НКФ-110 КТ . 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 922-54 |
СЭТ -4ТМ.02.2 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 20175-01 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,0 |
±1,3 |
|
±2,5 |
±3,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
21 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС -Туймазы-2 с отпайкой на ПС "Кызыл Буляк" |
TG-145 КТ . 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный № 15651-96 |
НКФ-110 КТ . 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 922-54 |
СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,0 |
±1,3 |
|
±2,5 |
±3,0 | |||||||
|
22 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС -Туймазы-2 с отпайкой на ПС "Кызыл Буляк" (резерв) |
TG-145 КТ . 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный № 15651-96 |
НКФ-110 КТ . 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 922-54 |
СЭТ -4ТМ.02.2 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 20175-01 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,0 |
±1,3 |
|
±2,5 |
±3,0 | |||||||
|
23 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС -Туймазы-3 с отпайками |
TG-145 КТ . 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный № 15651-96 |
НКФ-110 КТ . 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 922-54 |
СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,0 |
±1,3 |
|
±2,5 |
±3,0 | |||||||
|
24 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС -Туймазы-3 с отпайками (резерв) |
TG-145 КТ . 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный № 15651-96 |
НКФ-110 КТ . 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 922-54 |
СЭТ -4ТМ.02.2 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 20175-01 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,0 |
±1,3 |
|
±2,5 |
±3,0 | |||||||
|
25 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС -Туймазы-4 с отпайками |
TG-145 КТ . 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный № 15651-96 |
НКФ-110 КТ . 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 922-54 |
СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,0 |
±1,3 |
|
±2,5 |
±3,0 | |||||||
|
26 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Уруссинская ГРЭС -Туймазы-4 с отпайками (резерв) |
TG-145 КТ . 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный № 15651-96 |
НКФ-110 КТ . 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 922-54 |
СЭТ -4ТМ.02.2 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 20175-01 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,0 |
±1,3 |
|
±2,5 |
±3,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
27 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ |
TG-145 КТ . 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный № 15651-96 |
НКФ-110 КТ . 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 922-54 |
СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,0 |
±1,3 |
|
±2,5 |
±3,0 | |||||||
|
28 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ (резерв) |
TG-145 КТ . 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный № 15651-96 |
НКФ-110 КТ . 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 922-54 |
СЭТ -4ТМ.02.2 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 20175-01 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,0 |
±1,3 |
|
±2,5 |
±3,0 | |||||||
|
29 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Уруссинская ГРЭС -Кызыл-Буляк-1 с отпайкой на ПС Максютово |
AOF-35 КТ . 0,5 Ктт=600/5 Регистрационный № 15854-96 |
НОМ-35 КТ . 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 187-49 |
СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
30 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Уруссинская ГРЭС -Кызыл-Буляк-1 с отпайкой на ПС Максютово (резерв) |
AOF-35 КТ . 0,5 Ктт=600/5 Регистрационный № 15854-96 |
НОМ-35 КТ . 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 187-49 |
СЭТ -4ТМ.02.2 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 20175-01 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
31 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Уруссинская ГРЭС -Кызыл-Буляк-2 с отпайкой на ПС Максютово |
AOF-35 КТ . 0,5 Ктт=600/5 Гос.р. № 15854-96 |
НОМ-35 КТ . 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 187-49 |
СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный. № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
32 |
Уруссинская ГРЭС, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Уруссинская ГРЭС -Кызыл-Буляк-2 с отпайкой на ПС Максютово (резерв) |
AOF-35 КТ . 0,5 Ктт=600/5 Регистрационный № 15854-96 |
НОМ-35 КТ . 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 187-49 |
СЭТ -4ТМ.02.2 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 20175-01 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
33 |
ПС Н.Кинер 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Н.Кинер-Илеть |
ТФНД-110М; КТ 0,5 Ктт=300/5 Регистрационный № 2793-71 |
НКФ-110-57У1; КТ 0,5 Ктт=110000/100 Регистрационный № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
34 |
ПС Н.Кинер 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Н.Кинер-Илеть (резерв) |
ТФЗМ-110Б-1У1; КТ 0,5 Ктт=300/5 Регистрационный № 2793-71 |
НКФ-110; КТ 0,5 Ктт=110000/100 Регистрационный № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
35 |
ПС Н.Кинер 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Н.Кинер-Шиньша |
ТФНД-110М КТ 0,5 Ктт=200/5 Регистрационный № 2793-71 |
НКФ-110 КТ 0,5 Ктт=110000/100 Регистрационный № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
36 |
ПС Н.Кинер 110/35/10 кВ, ВЛ-110 кВ Н.Кинер-Шиньша (резерв) |
ТФНД-110М КТ 0,5 Ктт=200/5 Регистрационный № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1; КТ 0,5 Ктт=110000/100 Регистрационный № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
37 |
ПС Н.Кинер 110/35/10 кВ, ВЛ-35 кВ Н.Кинер-Мариец |
ТФН-35М КТ 0,5 Ктт=150/5 Регистрационный № 3690-73 |
НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт=35000/100 Регистрационный № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
38 |
ПС Н.Кинер 110/35/10 кВ, ВЛ-35 кВ Н.Кинер-Мариец (резерв) |
ТФНД-35М КТ 0,5 Ктт=150/5 Регистрационный № 3689-73 |
НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт=35000/100 Регистрационный № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
39 |
ПС Н.Кинер 110/35/10 кВ, ОВ-110 кВ |
ТФНД-110М; КТ 0,5 Ктт=300/5 Регистрационный № 2793-71; |
НКФ-110-57 У1; КТ 0,5 Ктт=110000/100 Регистрационный № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
ТФЗМ 110Б-1У1; КТ 0,5 Ктт=300/5 Регистрационный № 2793-71 |
±2,9 |
±3,9 | ||||||
|
40 |
ПС 110/10 кВ Раково, ВЛ-110 кВ Раково-Ишеевка |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ 0,5 Ктт=300/5 Регистрационный № 2793-71 |
НКФ-110- 83У1 КТ 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
41 |
ПС 110/10 кВ Раково, ВЛ-110 кВ Раково-Ишеевка (резерв) |
ТФЗМ-110Б КТ 0,5 Ктт=300/5 Регистрационный № 24811-03 |
НКФ-110- КТ 0,5 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
42 |
ПС 110/10 кВ Болгары, ВЛ-110 кВ Болгары-Кр.Река с заходом на ПС Матвеевка и отпайкой на ПС Жедяевка |
TG 145N КТ 0,2S Ктт=300/5 Регистрационный № 30489-09 |
ЗНГ-110 КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±0,9 |
±1,0 |
|
±2,4 |
±2,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
43 |
ПС 110/10 кВ Болгары, ВЛ-110 кВ Болгары-Кр.Река с заходом на ПС Матвеевка и отпайкой на ПС Жедяевка (резерв) |
TG 145N КТ 0,2S Ктт=300/5 Регистрационный № 30489-09 |
ЗНГ-110 IV У1 КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Регистрационный № 41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2 S /0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±0,9 |
±1,0 |
|
±2,4 |
±2,5 | |||||||
|
44 |
ПС 35/10 кВ Иске-Рязап, ВЛ-35кВ Иске-Рязап-Тиинск с зах. на ПС Хмелевка |
ТФН-35М КТ 0,5 Ктт=150/5 Регистрационный № 3690-73 |
ЗНОМ-35КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 912-70 |
СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
45 |
ПС 35/10 кВ Иске-Рязап, ВЛ-35кВ Иске-Рязап-Тиинск с зах. на ПС Хмелевка (резерв) |
ТФЗМ-35Б-У1 КТ 0,5 Ктт=150/5 Регистрационный № 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Регистрационный № 912-70 |
СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная Реактивная |
±1,2 |
±1,4 |
|
±2,9 |
±3,9 | |||||||
|
46 |
ПС «Бугульма-500» ВЛ 500 кВ Бугульма-Азот |
SAS 550; КТ 0,2S Ктт=3000/1 Регистрационный № 66596-17 |
VEOS 550; КТ 0,5 Ктт=500000/100 Регистрационный № 37113-14 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±0,9 |
±1,0 |
|
±2,4 |
±2,5 | |||||||
|
47 |
ПС «Бугульма-500» ВЛ 500 кВ Бугульма-Азот (резерв) |
SAS 550; Ктт=3000/1 КТ 0,2S Регистрационный № 66596-17 |
VEOS 550; КТ 0,5 Ктт=500000/100 Регистрационный № 37113-14 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная Реактивная |
±0,9 |
±1,0 |
|
±2,4 |
±2,5 | |||||||
|
48 |
ПС Киндери ВЛ 500 кВ Киндери- Помары |
TG-550; КТ 0,2S Ктт=2000/1 Регистрационный № 26735-08 |
CPB-550; КТ 0,2 Ктт 500000/100, Регистрационный № 47844-11 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный № 15236-03 |
Активная |
±0,9 |
±1,0 |
|
Реактивная |
±2,4 |
±2,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
49 |
ПС Зеленодольская ВЛ 220 кВ Зеленодольская-Помары |
ТГФ-220 -II КТ 0,2 Ктт=1200/5 Регистрационный № 20645-00 |
НАМИ-220 УХЛ1 КТ 0,2 Ктт= 220000/100 Регистрационный № 60353-15 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная |
±0,9 |
±1,0 |
|
Реактивная |
±2,4 |
±2,5 | ||||||
|
50 |
ПС Зеленодольская ВЛ 220 кВ З еленодольская-Волжская |
ТГФ-220 -II КТ 0,2 Ктт=1200/5 Регистрационный № 20645-00 |
НАМИ-220 УХЛ1 КТ 0,2 Ктт= 220000/100 Регистрационный № 60353-15 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная |
±0,9 |
±1,0 |
|
Реактивная |
±2,4 |
±2,5 | ||||||
|
51 |
ПС Зеленодольская ОМВ-220 кВ. |
ТФЗМ-220Б-ГУ У1 КТ 0,5 Ктт=1200/5 Регистрационный № 6540-78 |
НАМИ-220 УХЛ1 КТ 0,2 Ктт= 220000/100 Регистрационный № 60353-15 |
СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный № 28822-05 |
Активная |
±1,0 |
±1,3 |
|
Реактивная |
±2,7 |
±3,0 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Параметр |
Значение |
|
Первичные номинальные напряжения, кВ |
500; 220; 110; 35; 6 |
|
Первичные номинальные токи, А |
3000; 2000; 1500; 1200; 600; 300; 200; 150; 100 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5;1 |
|
Количество точек учета, шт. |
51 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода часов, секунд в сутки |
±5 |
|
Мощность нагрузки вторичных цепей ТТ |
(0,25-1,0) Shom |
|
Падение напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком от номинального значения на вторичной обмотке ТН, %, не более |
0,25 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^ ином до 1,02- ином;
- сила тока от 1ном до 1,2 Лом, С08ф = 0,9 инд;
- температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °С.
5 . Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети от 0,9- ином до 1,1- ином;
- сила тока от 0,05 ^1ном до 1,2 •1ном, cos ф = 0,9 инд ;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ от минус 40 до плюс 60°С;
- для сервера от плюс 10 до плюс 40°С
- для УСПД от минус 10 до плюс 40°С
6. Счетчики по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ Р 523425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
- счетчик электроэнергии - среднее время наработки на отказ не менее
90000 ч;
- УСПД- среднее время наработки на отказ не менее Т= 75000 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч;
- ИКМ «Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 3 сут;
- для УСПД Тв < 24 ч;
- для сервера Тв < 1 ч;
- для компьютера АРМ Тв < 1 ч.
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, УСВ, 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.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки, не менее 85 суток;
- при отключении питания - не менее, 10 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
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
SAS 550 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
TG 550 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД 220 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН 35 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
TG 145 |
18 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
AOF 35 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД 110 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН 35 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТГФ-220 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
CRB 550 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
VEOS 550 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ 220 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ 220 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ 35 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ 35 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ 10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ 10-95 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ 110 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ 35 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНГ 110 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
СЭТ -4ТМ.03М.16 |
14 |
|
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
СЭТ -4ТМ.03М |
30 |
|
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
СЭТ -4ТМ.02М |
7 |
|
Контроллер |
Сикон С1 |
8 |
|
Контроллер |
Сикон С70 |
5 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Комплексы информационновычислительные |
ИКМ-Пирамида |
1 |
|
Программное обеспечение |
Пирамида 2000 |
1 |
|
Методика поверки |
ТЭС 057.217.00.09.00 МП |
1 |
|
Формуляр |
ТЭС 057.217.00.09.00 ФО |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
ТЭС 057.217.00.09.00 РЭ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу ТЭС 057.217.00.09.00 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ АО «Татэнергосбыт» девятая очередь. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 15.09.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав ИИК;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Регистрационный № 27008-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
изложены в документе ТЭС 057.217.00.09.00 МИ «Методика (методы) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ АО «Татэнергосбыт» девятая очередь».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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 МЭК 61107-2001 Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управлении нагрузкой. Прямой локальный обмен данными
Смотрите также
