Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) МОЭСК по границам ОРЭ

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 11 от 16.10.08 п.108
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 33155
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация РУАГ 411734.370
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии МОЭСК по границам ОРЭ (далее АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потреблённой за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «МОЭСК», сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.

Областью применения данной АИИС КУЭ является коммерческий учёт электроэнергии на объектах ОАО «МОЭСК».

Описание

АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ решает следующие задачи:

• выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот электрической энергии ОАО "МОЭСК";

• вычисление значений тока, напряжения и коэффициента мощности по присоединениям подстанций ОАО "МОЭСК";

• периодический (1 раз в 30 минут/1 раз в сутки) и /или по запросу автоматизированный сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях активной и реактивной электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин), а также данных о состоянии средств измерений;

• формирование отчетных документов;

• учет потерь электроэнергии от точки измерений до точки учета;

• передача результатов измерений в И АСУ КУ НП "АТС";

• хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа (глубина хранения не менее 3,5 лет);

• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• ведение "журнала событий";

• автоматическое проведение измерений времени и интервалов времени, а также коррекция системного времени;

• передача результатов измерений в ОИК регионального филиала ОАО "СО ЕЭС" и смежным субъектам (ОАО "Мосэнергосбыт", ЦСОИ ОАО "МОЭСК" и др.);

• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей различных уровней доступа и т.п.).

АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень (информационно-измерительный комплекс - ИИК):

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001;

- измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2; 0,5 и 1 по ГОСТ 1983-2001;

- счетчики типа СЭТ-4ТМ активной и реактивной энергии класса точности 0,2S/0,5; 0,5S/l,0 ГОСТ 26035-83 для реактивной энергии, ГОСТ 52323-2005 для активной энергии.

Установлены на объектах, указанных в таблице 1 (67 точек измерения).

2-й уровень (информационно вычислительный комплекс электроустановки - ИВКЭ): - устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325, установленные в помещениях ТП - 33 шт.

3-й уровень (информационно-вычислительный комплекс - ИВК) включает в себя: коммуникационный сервер - промышленный компьютер HP Compaq ProLiant ML350 G4p; сервер баз данных (БД) - промышленный компьютер HP Compaq ProLiant ML370 G4; системное программное обеспечение Windows Server 2003, система управления базой данных (СУБД) ORACLE Standart Edition 9.2 Embedding; прикладное программное обеспечение "Альфа ЦЕНТР SE" AC SE; источник точного времени (НТВ) - УСВ-1; каналообразующая аппаратура.

Измерения электроэнергии выполняются счетчиками через первичные масштабные преобразователи - трансформаторы тока и напряжения (для счетчиков трансформаторного включения). По принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов счетчик осуществляет измерение средних за период сети значений фазных напряжений, токов, активной и полной мощности по каждой фазе.

УСПД осуществляет сбор информации об измерениях электроэнергии со счетчиков по линиям связи с использованием промышленного цифрового интерфейса. Полученные данные обрабатываются и сохраняются в архивах памяти УСПД и посредством корпоративной сети передачи данных ОАО "МОЭСК", передаются на 3-й уровень (ИВК).

В ИВК сервер БД записываются результаты измерений, а так же информация о состоянии средств измерений, другая техническая информация, полученная при опросе УСПД коммуникационным сервером. Сервер БД осуществляет хранение базы данных в течение заданного периода времени. Коммерческая информация хранится на сервере не менее 3,5 лет. По инициативе сервера БД формируются отчеты в формате XML, которые с периодичностью один раз в сутки передаются в ИАСУ КУ НП «АТС». По инициативе сервера БД формируются необходимые отчеты для передачи данных другим заинтересованным субъектам ОРЭ (информационный обмен). Формат и регламент передачи отчетов согласуется ОАО «МОЭСК» с этими субъектами.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ)

СОЕВ охватывает все уровни иерархии АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ и включает в себя приемники сигналов точного времени (с программным обеспечением), ИВК (с программным обеспечением), ИВКЭ, таймеры счетчиков. СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени аппаратных средств АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ с точностью не хуже ± 5,0 с/сутки. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Коррекция системного времени коммуникационного сервера осуществляется при помощи источника точного времени, подключенного к коммуникационному серверу с периодичностью, установленной программным обеспечением источника точного времени, но не реже одного раза в 30 мин. Средствами операционных систем обеспечивается синхронизация системных часов сервера БД. Коммуникационный сервер каждые 30 минут ведет опрос УСПД уровня ИВКЭ АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ. При опросе коммуникационным сервером УСПД, в случае расхождения времени более чем на 2 с происходит коррекция времени УСПД. УСПД, в цикле опроса информации со счетчиков, производит в них коррекцию времени в случае расхождения времени УСПД и счетчика более, чем на 2 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

№ ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

ПС №251 «Водовод»

ВЛ ПО кВ «Водовод-Усад»

JOF-123 600/5 Кл. т. 0,2S Зав. № 2007.3412.06/1 Зав. № 2007.3412.06/2 Зав. № 2007.3412.06/3

НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №26808 Зав. №26766 Зав. №26796

НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №26797 Зав. №26351 Зав. №26778

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111063107

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002203

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

№ ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2.

ПС №251 «Водовод»

ВЛ ПО кВ «Водовод-Усад (ОВ)»

ТФЗМ-ПОБ 1У1 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №26177 Зав. №26087 Зав. №26214

НКФ-П0-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №26797 Зав. №26351 Зав. №26778

НКФ-П0-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №26808 Зав. №26766 Зав. №26796

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064160

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002203

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

3.

ПС №819 «Мишеронь»

ВЛ ПО кВ «Мишеронь-Ундол с отп.»

JOF123 300/5 Кл. т. 0,2S Зав. №4173.03/3 Зав. №4173.03/2 Зав. №4173.03/1

НКФ-П0-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №9556 Зав. №9607 Зав. №9472

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064110

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002195

Активная Реактивная

+0,9

±1,3

4.

ВЛ ПО кВ «Мишеронь-Ундол» (ОВ)

ТФНД-П0М 600/5

Кл. т. 0,5 Зав. №7472 Зав. №7482 Зав. №7448

НКФ-П0-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. № 9486 Зав. № 9628 Зав. № 9613

НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №9556 Зав. №9607 Зав. №9472

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112065138

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

5.

ПС №86 «Рошаль»

ВЛ ПО кВ «Рошаль-Уршель»

ТФНД-ПОБ 1У1 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 65457 Зав. № 65348 Зав. №65961

EOF 123 110000/100

Кл. т. 0,2 ТН-1 Зав. № 2006.3146.01/22 Зав. № 2006.3146.01/23 Зав. № 2006.3146.01/24 ТН-2 Зав. № 2006.3146.01/16 Зав. № 2006.3146.01/17 Зав. № 2006.3146.01/18

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104073116

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002192

Активная Реактивная

±1,0

±1,6

6.

ПС №360 «Белоомут»

ВЛ ПО кВ «Белоомут-Есенино»

ТФНД-П0М 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №214 Зав. №50638 Зав. №2558

НКФ-110-83У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №30994 Зав. №35370 Зав. №54011

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0108073578

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002283

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

№ ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

тн

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7.

ПС №693 «Мох»

ВЛ ПО кВ «Клёпики-Мох»

ТФНД-ПОБ 1У1 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №5483 Зав. №24925 Зав. №5433

НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 1,0 Зав. №868228 Зав. №896967 Зав. №868231

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104071165

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002186

Активная Реактивная

±1,8

±2,6

8.

Фидер №10 6 кВ

ТВЛМ-6 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. №02649 Зав. №02924

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1273

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112063237

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

9.

Фидер №5 6 кВ

ТВЛМ-6 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. №03810 Зав. №30920

НАМИ-10-У2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №767

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064140

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

10.

ПС №10 «Красный Угол»

Фидер №301 10 кВ

ТЛП-10-5 75/5

Кл. т. 0,2S Зав. №11902 Зав. №11904

НАМИ-10-У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Зав. №6342

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103073236

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002206

Активная Реактивная

±0,6 ±1,0

И.

Фидер №302

10 кВ

ТЛП-10-5 75/5

Кл. т. 0,2S Зав. №11903 Зав. №11901

НАМИ-10-У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Зав. №6342

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103073195

Активная Реактивная

±0,6

±1,0

12.

Фидер №3 6 кВ

ТПОЛ-Ю 75/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 15478 Зав. № 15632

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №928

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103073133

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

13.

ПС №199 «Дубки»

Фидер №3 6 кВ

ТПОЛ-Ю 75/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 11475 Зав. № 11123

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1655

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112061038

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002194

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

14.

ПС №660 «Шерна»

Фидер №301 6 кВ

ТЛП-10-51 200/5 Кл. т. 0,2S Зав. №11890 Зав. №11891

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2344

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0110063058

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002197

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

15.

ПС №271 «Аленино»

Фидер №13 6 кВ

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,2S Зав. №11812 Зав. №11809

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № СРПУ

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111062002

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002199

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

№ ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

TH

Счетчик

У СИД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

16.

ПС №271 «Аленино»

Фидер №23 6 кВ

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,2S Зав. №11810 Зав. №11811

НАМИ-10-У2 6000/100 Кл. т. 0,2 Зав. №2384

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111069190

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002199

Активная Реактивная

±0,6 ±1,0

17.

Фидер П-116 кВ (ПС "Дальняя")

ТОЛ-10 150/5 Кл. т. 0,2S Зав. №11794 Зав. №11795

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № СРПУ

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103070143

Активная Реактивная

±0,9 ±1,3

18.

Фидер П-22 6 кВ

ТОЛ-10-1 400/5

Кл. т. 0,2S Зав. № 09785 Зав. № 09687

НАМИ-10-У2 6000/100 Кл. т. 0,2 Зав. №2384

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103074110

Активная Реактивная

±0,6 ±1,0

19.

ПС №311 «Шуколово»

ВЛ 220 кВ «Радищево-Шуколово»

TG-245 500/5

Кл. т. 0,2S Зав. №539 Зав. №537 Зав. №542

СРВ-245 220000/100

Кл. т. 0,2 Зав. №8640352 Зав. №8640350 Зав. №8640353

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112063069

RTU325-E-512-МЗ-В8-G Зав. № 001690

Активная Реактивная

±0,6

±1,0

20.

ВЛ 220 кВ «Шуколово-Радуга»

TG-245 500/5 Кл. т. 0,2S Зав. №541 Зав. №551 Зав. №544

СРВ-245 220000/100

Кл. т. 0,2 Зав. №8640348 Зав. №8640349 Зав. №8640351

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104062228

Активная Реактивная

±0,6 ±1,0

21.

ПС №840 «Омега»

ВЛ 220 кВ «Омега-Радищево 1»

SB 0,8 (3AP1DT) 1000/5 Кл. т. 0,2S 06/35098034(вк) Зав. №06021936 Зав. №06021943 Зав. №06021939

SVS-245/2E 220000/100

Кл. т. 0,2 ТНП сш: Зав. №06/071308 Зав. №06/071309 Зав. №06/071305

ТН2 I сш: Зав. №06/071307 Зав. №06/071306 Зав. №06/071304

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109068225

RTU325-E-512-МЗ-В8-G Зав. № 002459

Активная Реактивная

±0,6

±1,0

22.

ВЛ 220 кВ «Омега-Радищево 2»

SB 0,8 (3AP1DT) 1000/5 Кл. т. 0,2S 06/3 509803 7(вк) Зав. №06021999 Зав. №06022005 Зав. №06022007

SVS-245/2E 220000/100

Кл. т. 0,2

ТН1II сш: Зав. №06/071312 Зав. №06/071311 Зав. №06/071310

ТН2 II сш: Зав. №06/071315 Зав. №06/071314 Зав. №06/071313

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108064022

Активная Реактивная

±0,6

±1,0

23.

ПС №129 «Талдом I»

ВЛ ПО кВ «Талдом-Борки Восточные»

ТФЗМ-ПОБ 1У1 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №33140 Зав. №33142 Зав. №33141

НАМИ-110 УХЛ-1 110000/100

Кл. т. 0,2 Зав. №561 Зав. №1991 Зав. №1986

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108062097

RTU325-E-512-МЗ-В8-G Зав. № 001702

Активная Реактивная

±1,0

±1,6

№ ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

та

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

24.

ПС №367 «Талдом II»

ВЛ ПО кВ «Талдом 2 -Борки Западные»

ТФЗМ-ПОБ 1У1 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №33120 Зав. №33121 Зав. №33130

НАМИ-110 УХЛ-1 110000/100

Кл. т. 0,2 Зав. №1960 Зав. №1979 Зав. №1980

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112065012

RTU325-E-512-МЗ-В8-G

Зав. № 001703

Активная Реактивная

±1,о

±1,6

25.

ПС №587 «Решетниково»

ВЛ ПО кВ «Редкино-Решетниково 1 с отп.»

ТФЗМ-ПОБ ЗУ1 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №282 Зав. №283 Зав. №277

НКФ-110-83У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №61266 Зав. №61302 Зав. №61333

НКФ-П0-83У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №10043 Зав. №61635 Зав. №61318

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108072761

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002193

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

26.

ВЛ ПО кВ «Редкино-Решетниково 1,2 с отп.» (ОВ)

ТФЗМ-ПОБ ЗУ1 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №11273 Зав. №11289 Зав. №11292

НКФ-110-83 У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №61266 Зав. №61302 Зав. №61333 НКФ-110-83 У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №10043 Зав. №61635 Зав. №61318

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 № 0112064196

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

27.

ВЛ ПО кВ «Редкино-Решетниково 2 с отп.»

ТФЗМ-ПОБ ЗУ1 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №293 Зав. №270 Зав. №268

НКФ-110-83 У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №61266 Зав. №61302 Зав. №61333

НКФ-110-83 У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №10043 Зав. №61635 Зав. №61318

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073474

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

28.

ПС №20 «Алабушево»

Фидер 11 10 кВ

ТПОФ-Ю 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №13459 Зав. №10794

НОМ-Ю 10000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №5506 Зав. №5643 Зав. №5672

НОМ-Ю 10000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №5536 Зав. №5686 Зав. №5674

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0105080159

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 004089

Активная Реактивная

±1,4

±2,1

ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

29.

ПС №20 «Алабушево»

Фидер 10 10 кВ

тпол-ю 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 10796 Зав. № 10651

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №5536 Зав. №5686 Зав. №5674

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №5506 Зав. №5643 Зав. №5672

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0104085847

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 004089

Активная Реактивная

±1,4

±2,1

30.

ПС №803 «Юркино II»

Фидер 1 10 кВ

ТПЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №210 Зав. №276

НТМИ-ЮУ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 927

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0106082339

RTU325-E-512-МЗ-В8-G Зав. № 001682

Активная Реактивная

±1,4

±2,1

31.

Фидер 2 10 кВ

ТЛМ-10У2 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. №4122 Зав. №9847

НТМИ-ЮУ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №7158

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0106082048

Активная Реактивная

±1,4

±2,1

32.

ПС №35 «Октябрьская»

Фидер 9 6 кВ

ТПЛ-Ю-З-М 600/5 Кл. т. 0,2S Зав. № 12104 Зав. № 12105

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №862

НОМ-6 6000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №3141; 3146;

2636

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0107073022

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 004070

Активная Реактивная

±1,1 ±1,7

33.

Фидер 11 6 кВ

ТПЛ-Ю-З-М 600/5 Кл. т. 0,2S Зав. №12106 Зав. №12107

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №862

НОМ-6 6000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №3141; 3146;

2636

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0107070498

Активная Реактивная

±1,1

±1,7

34.

Фидер 16 6 кВ

ТПЛ-Ю-З-М 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав. №12099 Зав. № 12098

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №3141; 3146;

2636 НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №961

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0107074185

Активная Реактивная

±1,1

±1,7

Xs ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

тн

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

35.

ПС №116 «Солнечногорск»

Фидер 4 6 кВ

ТПОЛ-6 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. №1485 Зав. №1457

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №37337 Зав. №37323

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №37345 Зав. №37287

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0206073149

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002262

Активная Реактивная

±1,4 ±2,1

36.

Фидер 8 6 кВ

ТПФ-6 750/5 Кл. т. 0,5 Зав. №94295 Зав. №94297

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №37345 Зав. №37287

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №37337 Зав. №37323

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0106075209

Активная Реактивная

±1,4

±2,1

37.

Фидер 11 6 кВ

ТПОФ-6 750/5

Кл. т. 0,5 Зав. №144854 Зав. №144850

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №37345 Зав. №37287

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №37337 Зав. №37323

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0106071237

Активная Реактивная

±1,4 ±2,1

38.

Фидер 18 6 кВ

ТПОЛ-ЮУЗ 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №26060 Зав. №26941

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №37337 Зав. №37323

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №37442 Зав. №37335

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0106073197

Активная Реактивная

±1,4 ±2,1

39.

Фидер 22 6 кВ

ТПФ-10 750/5

Кл. т. 0,5 Зав. №54310 Зав. №15976

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №37442 Зав. №37335

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №37337 Зав. №37323

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0106075017

Активная Реактивная

±1,4

±2,1

№ ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

40.

ПС №116 «Солнечногорск»

Фидер 25 6 кВ

ТПОФ-Ю 750/5 Кл. т. 0,5 Зав. №144863 Зав. №144857

НОМ-6 6000/100

Кл. т. 0,5

Зав. №37442

Зав. №37335 НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5

Зав. №37337

Зав. №37323

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0106075006

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002262

Активная Реактивная

±1,4

±2,1

41.

ПС №181 «Клин»

Фидер 15 А+Б 6 кВ

ТПОФ-6 750/5

Кл. т. 0,5 Зав. №138438 Зав. №137649

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №43808 Зав. №43709 Зав. №45352

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 45998 Зав. №44471 Зав. № 45635

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №0106073050

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002259

Активная Реактивная

±1,4 ±2,1

42.

Фидер 17 А+Б 6 кВ

ТПОФ-6 750/5

Кл. т. 0,5 Зав. №14187 Зав. №76190

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 45998 Зав. №44471 Зав. № 45635

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №43808 Зав. №43709 Зав. №45352

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0111065055

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

43.

ПС №296 «Горлово»

Фидер №3 ВЛ 6 кВ

ТПЛ-10 УЗ 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. №9153 Зав. №9347

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2182

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064187

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002207

Активная Реактивная

±1,4

±2,1

44.

Фидер №4 ВЛ 6 кВ

ТПФ-10 150/5

Кл. т. 0,5 Зав. №22463 Зав. №22561

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2862

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064173

Активная Реактивная

±1,4

±2,1

45.

ПС № 182 «Гулево»

ВЛ 220 кВ «Гулево-Бугры 1»

JOF-245T 1000/5

Кл. т. 0,2S Зав. № 2007.3239.02/1 Зав. № 2007.3239.02/2

Зав. № 2007.3239.02/3

НКФ-220-58У1 220000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №9110 Зав. №9109 Зав. №9104

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0107061210

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 001732

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

№ ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

тн

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

46.

ПС №182 «Гулево»

ВЛ 220 кВ «Гулево-Бугры 2»

JOF-245T 1000/5

Кл. т. 0,2S Зав. № 2007.3239.02/6 Зав. № 2007.3239.02/7 Зав. № 2007.3239.02/9

НКФ-220-58У1 220000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №9129 Зав. №9147 Зав. №7726

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0107061006

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 001732

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

47.

ПС №377 «Лесная»

ВЛ 220 кВ «Кашира (Образцово)-Лесная»

JOF-245T 1000/5

Кл. т. 0,2S Зав. № 2007.3239.02/16 Зав. № 2007.3239.02/17 Зав. № 2007.3239.02/18

НКФ-220-58У1 220000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №21120 Зав. №21235 Зав. №21095

НКФ-220-58У1 220000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №21164 Зав. №21223 Зав. №21146

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108074289

RTU325-E-512-МЗ-В8-G Зав. № 002212

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

48.

ВЛ 220 кВ «Кашира (Образцово)-Лесная» (ОМВ)

JOF-245T 1000/5

Кл. т. 0,2S Зав. № 2007.3239.02/19 Зав. № 2007.3239.02/20 Зав. № 2007.3239.02/21

НКФ-220-58У1 220000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №21164 Зав. №21223 Зав. №21146

НКФ-220-58У1 220000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №21120 Зав. №21235 Зав. №21095

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064088

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

49.

ПС №245 «Пятницкая»

ВЛ ПО кВ «Пятницкая-Ясногорск»

ТФНД-ПОБ 1У1 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №16113 Зав. №16155 Зав. №16069

НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №5363 Зав. №5344 Зав. №4720

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073482

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002208

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

50.

ПС №447 «Пущино»

ВЛ ПО кВ «Пущино-Таруса 1»

TAG-123 300/5 Кл. т. 0,2S Зав. №089624 Зав. №086354 Зав. №086124

НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №726162 Зав. №726161 Зав. №726158

НКФ-П0-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. № 648914 Зав. № 648922 Зав. №648921

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112066213

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002243

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

51.

ПС №447 «Пущино»

ВЛ ПО кВ «Пущино-Таруса 1, 2» (СМВ-110)

TAG-123 600/5

Кл. т. 0,2S Зав. №084531 Зав. №089531 Зав. №084512

НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. № 648914 Зав. № 648922 Зав. № 648921 НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. № 726162 Зав. №726161 Зав. №726158

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111062014

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002243

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

52.

ВЛ ПО кВ «Пущино-Таруса 2»

TAG-123 300/5 Кл. т. 0,2S Зав. №0844745 Зав. №0812345 Зав. №0866547

НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. № 726162 Зав. №726161 Зав. №726158 НКФ-П0-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. № 648914 Зав. № 648922 Зав. № 648921

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111062032

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

53.

ПС №224 «Кашира-город»

ВЛ 35 кВ «Кашира-Иваньково»

ТФНД-35 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. №634 Зав. №635

НАМИ-3 5УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №394

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073895

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002196

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

54.

ПС №272 «Егоровка»

ВЛ-35 кВ «Егоровка-Ермилово»

JOF-36 150/5 Кл. т. 0,2S Зав. № 2007.1302.03/1 Зав. № 2007.1302.03/2 Зав. № 2007.1302.03/3

EOF-36 35000/100 Кл. т. 0,2 №2007.1302.01/1 №2007.1302.01/2 №2007.1302.01/3

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108074233

RTU325-E-512-МЗ-В8-G Зав. № 002231

Активная Реактивная

±0,6

±1,0

55.

ПС №756 «Головлинка»

Фидер 20 10 кВ

ТЛП-Ю-М 100/5 Кл. т. 0,2S Зав. №12400 Зав. №12407

НТМИ-10 10000/10 Кл. т. 0,5 Зав. №7173

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0106082461

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 004094

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

№ ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

56.

ПС №680 «Дзержинская»

Фидер 15 (2+1) (СН ТЭЦ-22) 6 кВ

ТПЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №49640 Зав. №46421

НТМИ-6 6000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №2108

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0105081941

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 004063

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

57.

Фидер 1 (2+1) (СН ТЭЦ-22) 6 кВ

ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. №46943 Зав. №46970

НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №447

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0105082066

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

58.

ПС №158 «Мишуково»

ВЛ ПО кВ «Ворсино-Мишуково»

ТФЗМ-ПОБ 1У1 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №24839 Зав. №24878 Зав. №25002

НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №25698 Зав. №25696 Зав. №25697

НКФ-П0-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №22736 Зав. №32465 Зав. №25169

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064180

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002250

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

59.

ВЛ-110 кВ «Ворсино-Мишуково» ОВ-ПОкВ

ТФЗМ-ПОБ 1У1 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №26280 Зав. №26260 Зав. №26279

НКФ-110-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №25698 Зав. №25696 Зав. №25697

НКФ-П0-57У1 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №22736 Зав. №32465 Зав. №25169

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0112065052

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

60.

ПС №76 «Цезарево»

Фидер 4 10 кВ

ТЛМ-10-1УЗ 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №1356 Зав. №8682

НАМИ-10У2 10000/10

Кл. т. 0,2 Зав. №2684

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0108074367

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002191

Активная Реактивная

±1,0

±1,6

61.

ПС №215 «Н. Софрино»

ВЛ 220кВ «Ярцево-Н. Софрино западная»

GSR 880 800/5 Кл. т. 0,2S Зав. №06-042307 Зав. №06-042308 Зав. №06-042309

НКФ-220-58У1 220000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2598 Зав. №2594 Зав. №2592

НКФ-220-58У1 220000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №1041145 Зав. №1047118 Зав. №1047188

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073545

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002235

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

ИК

ПС

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

тн

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

9

62.

ПС №215 «Н. Софрино»

ВЛ 220кВ «Ярцево-Н. Софрино восточная»

ТГФ-220 300/1

Кл. т. 0,5 Зав. № 52 Зав. № 50 Зав. № 53

НКФ-220-58У1 220000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №1041145 Зав. №1047118 Зав. №1047188 НКФ-220-58У1 220000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №2598 Зав. №2594 Зав. №2592

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108074539

RTU325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002235

Активная Реактивная

±1,2 ±1,9

63.

ПС №377 «Лесная»

ВЛ 220кВ «Лесная-Пахра»

JOF 245 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав. № 2007.3239.02/22 Зав. № 2007.3239.02/24 Зав. № 2007.2870.01/1

НКФ-220-58У1 220000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №21120 Зав. №21235 Зав. №21095

НКФ-220-58У1 220000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №21164 Зав. №21223 Зав. №21146

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064188

RTU325-E-512-МЗ-В8-G Зав. № 002212

Активная Реактивная

±0,9

±1,3

64.

ПС №69 «Котельники»

Фидер 7А 6 кВ

ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №01565 Зав. №01524

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №70/4

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104070031

RTU-325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002263

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

65.

Фидер 16В 6 кВ

ТВЛМ-10 600/5

Кл. т. 0,5 Зав. №01612 Зав. №01598

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №286

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104070175

Активная Реактивная

±1,2

±1,9

66.

ПС №405 «Волоколамск»

ВЛ 35 кВ «Волоколамск-Дубосеково 1»

ТФМ-35-2У1 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. №4037 Зав. №4074

3HOM-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1507869 Зав. №1507568 Зав. №1507867

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0110063101

RTU-325L-Е2-512-М2-В2 Зав. № 002241

Активная Реактивная

±1,4

±2,1

67.

ВЛ 35 кВ «Волоколамск-Дубосеково 2»

ТФЗМ-35-2У1 100/5 Кл. т. 0,2 Зав. №36648 Зав. №36649

3HOM-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1298354 Зав. №1470244 Зав. №1469877

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0106077193

Активная Реактивная

±1,1

±1,7

ИТВ

УСВ-1

Зав. №479

±5,0 с/сут

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

3. Нормальные условия:

• параметры сети: напряжение (0,98 4- 1,02) UH0M; ток (0,01 -е-1,2) IH0M; costp = 0,9 инд.;

• температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

•параметры сети: напряжение (0,9 4-1,1) ином; ток (0,01 <■ 1,2) IH0M; coscp = 0,8 инд.;

•допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 °C до плюс 70 °C, для

счётчиков от минус 40 °C до плюс 65 °C; для сервера от плюс 10 °C до плюс 40 °C; для УСПД от минус 25 °C до плюс 60 °C;

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, многофункциональные счётчики типа СЭТ-4ТМ активной/реактивной энергии в соответствии с ГОСТ 26035-83 для реактивной энергии, ГОСТ 52323-2005 для активной энергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счётчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипные и равнофункциональные. Порядок оформления замены измерительных компонентов - в соответствии с МИ 2999-2006 (Приложение Б).

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электроэнергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч;

среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч;

среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 23612 ч;

среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

- НТВ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч;

среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч

Надежность системных решений:

• резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться посредством корпоративной сети передачи данных ОАО "МОЭСК" заинтересованным участникам оптового рынка электроэнергии по двум независимым каналам связи;

Регистрация событий:

- в журнале событий счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счётчике;

• журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД.

- включение/выключение, перезапуск.

• журнал сервера:

- результаты самодиагностики;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в сервере;

- включение/выключение, перезапуск.

Защищённость применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- серверного шкафа;

• защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

- установка пароля на счётчик;

- установка пароля на УСПД;

- электросчётчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик (уровень ИИК) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов, при отключении питания не менее 10 лет;

- УСПД (уровень ИВКЭ) - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- Сервер БД (уровень ИВК) - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ определяется проектной документацией на систему РУАГ 411734.370 ОАО «Энергоучёт». В комплект поставки входит техническая документация на систему и эксплуатационная - на комплектующие изделия.

Поверка

Поверка АИИС КУЭ проводится в соответствии с разделом «Методика поверки» руководства по эксплуатации РУАГ 411734.370.РЭ «Система информационно -измерительная автоматизированная коммерческого учета АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ», согласованным с ГЦИ СИ ООО «Испытательный центр «Энерготестконтроль» 10.09.2008 г.

Средства поверки измерительных компонентов:

- Средства поверки устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утверждённым 15.12.2004 г. ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ;

- Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 или по ГОСТ 8.216-88;

- Средства поверки измерительных трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- Средства поверки счётчиков электрической энергии в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки. ИЛГШ.411152.124 РЭ1».

- Средства поверки УСПД серии RTU 300 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратно программных средств для учёта электрической энергии на основе УСПД серии RTU 300. Методика поверки», утверждён 24.03.2000 г. ФГУП ВНИИМС.

Межповерочный интервал АПИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22: 2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСП. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Техническая документация РУ АГ 411734.370 на АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ.

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно - измерительной для коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ МОЭСК по границам ОРЭ заводской номер 001 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.

Развернуть полное описание