Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Томская генерация"
| Номер в ГРСИ РФ: | 69747-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 69747-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Томская генерация" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 162 |
Производитель / Заявитель
ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир
Поверка
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 69747-17: Описание типа СИ | Скачать | 153.9 КБ | |
| 69747-17: Методика поверки МП 4222-02-3329074523-2017 | Скачать | 8.9 MБ |
Описание типа
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, кВтч. 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 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
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.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
ИВК |
УСВ |
Основная погрешность, (±) % |
Погрешность в рабочих условиях, (±) % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
Томская ГРЭ |
>С-2 | |||||||||
|
1 |
Томская ГРЭС-2, ОРУ-110 кВ, 2СШ, яч.6, С1 |
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. 0,5S/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 |
|
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. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03 |
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. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03 |
Активная Реактивная |
1,4 2,2 |
3,5 5,4 | |||
|
4 |
Томская ГРЭС-2, ОРУ-110 кВ, 1СШ, яч.1, С4 |
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. 0,5S/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 |
|
5 |
Томская ГРЭС-2, ОРУ-35 кВ, 1СШ, яч.11, 3501 |
ТВ-35/25 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3186-72 |
ЗНОМ-35-65 Ктт= 35000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 912-70 |
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 |
|
6 |
Томская ГРЭС-2, ОРУ-35 кВ, 1СШ, яч.13, 3503 |
ТВДМ-35 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3642-73 |
ЗНОМ-35-65 Ктт= 35000/^3:100/^3 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 | |||
|
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/^3:100/^3 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 | |||
|
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/^3:100/^3 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 | |||
|
9 |
Томская ГРЭС-2, ОРУ-35, 2СШ, яч.6, 3506 |
ТВДМ-35 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3642-73 |
ЗНОМ-35-65 Ктт= 35000/^3:100/^3 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 | |||
|
10 |
Томская ГРЭС-2, ОРУ-35 кВ, 2СШ, яч.10, 3508 |
ТВДМ-35 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 3642-73 |
ЗНОМ-35-65 Ктт= 35000/^3:100/^3 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 |
|
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/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 912-70 |
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 |
|
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/^3:100/^3 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 | |||
|
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/^3:100/^3 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 | |||
|
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. 0,5S/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. 0,5S/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/^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 |
|
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, яч.41, ф.1007 |
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.№ 25971-06 |
СИКОН С70, Рег.№ 28822-05 |
СИКОН С50, Рег.№ 65197-16 |
УСВ-1, Рег. № 28716-05 |
Активная Реактивная |
0,9 1,4 |
2,4 4,2 |
|
24 |
Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.9, ф.1009 |
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 | |||
|
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. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03 |
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. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-03 |
Активная Реактивная |
0,9 1,5 |
2,4 6,2 | |||
|
27 |
Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.33, ф.1033 |
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. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-06 |
Активная Реактивная |
0,9 1,4 |
2,4 4,2 | |||
|
28 |
Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.10, ф.1039 |
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. 0,5S/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 |
|
29 |
Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч.7, ф.1041 |
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 |
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 |
|
30 |
Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.39, ф.1010 |
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 | |||
|
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 |
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, яч.16, ф.1016 |
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 | |||
|
34 |
Томская ГРЭС-2, ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч.20, ф.1020 |
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 |
|
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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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/^3:100/^3 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/^3:100/^3 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/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег.№ 23544-07 |
EPQS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 25971-06 |
СИКОН С70, Рег.№ 28822-05 |
СИКОН С50, Рег.№ 65197-16 |
УСВ-1, Рег. № 28716-05 |
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/^3:100/^3 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/^3:100/^3 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/^3:100/^3 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/^3:100/^3 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/^3:100/^3 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-1У1 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-1У1 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-1У1 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-1У1 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 |
|
51 |
Томская ТЭЦ-3, ОРУ 110 кВ, 1СШ, яч.5, ОВ-110 |
ТФЗМ-110Б-1У1 Ктт= 800/5 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 |
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 |
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, cosф=0,8 (мпф=0,6); токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8 (япф=0,6); токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до плюс 30 °С.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
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 cos9(sin9) |
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
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
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 И1», 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
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
Смотрите также
