Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Атомэнергопромсбыт"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии АО «Атомэнергопромсбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2015, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2015, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа (модификация A1805RAL-P4GB-DW-4) (ГР № 31857-11) класса точности (КТ) 0,5S/1,0, счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАльфа (модификации EA02RAL-P3B-3W, ЕА02RAL-P3-B-4-W) (ГР № 16666-97) класса точности (КТ) 0,2S/0,5, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 (ГР № 27524-04) класса точности (КТ) 0,2S/0,5, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.02М (модификация СЭТ-4ТМ.02М.03) (ГР № 36697-12) класса точности (КТ) 0,5S/1,0, СЭТ-4ТМ.03М (модификация СЭТ-4ТМ.03М.01) (КТ) 0,2S/0,5 (ГР № 36697-12) и счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М (модификация ПСЧ-4ТМ.05М.12) (ГР № 36355-07) класса точности (КТ) 0,5S/1,0 указанные в таблице 2 (65 точек измерения).

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД) типа RTU-300 (модификации RTU-325-E-512-M3-B4-Q-i2-G и RTU-325-E-512-M11-B4-Q-i2-G) (ГР № 19495-03), устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа 35HVS, каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень- представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) , локально-вычислительную сеть, программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых числах кВт^ч.

В точках измерений №10-28, 33-36, 47, 48, 51, 52, 60, 61, 65 цифровой сигнал с выходов счетчиков по физическим линиям (интерфейс RS-485), поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы при помощи ПО «АльфаЦентр» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

В точках измерений №1-9, 29-32, 37-46, 49, 50, 53-59, 62-64 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на GSM-модем, далее по каналу GSM-сети поступает на входы ИВК. На ИВК, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям осуществляется от ИВК, по выделенному каналу связи через интернет-провайдера.

Отчеты в формате XML формируются на ИВК АО «Атомэнергопромсбыт», подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» также осуществляет прием xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 из ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. Сбор информации от АИИС КУЭ зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений осуществляется в виде автоматических ежесуточных и автоматизированных ежемесячных отчетов в формате XML посредством электронной почты сети Интернет (основной канал), коммутируемого канала и посредством локальной вычислительной сети непосредственно с устройств УСПД и счетчиков (резервный канал).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В качестве источника синхронизации времени ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» используется КТР-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сервер периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с часами ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера ИВК на величину более ±2 с 1 раз в сутки.

АИИС КУЭ, указанные в таблице 5 оснащены собственной системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

В ИИК №1-9, коррекция времени счетчиков осуществляется от ИВК. Часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК не чаще одного раза в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и ИВК более чем на ±2 с.

Для ИИК №10-28, 33-36, 47, 48, 51, 52, 60, 61, 65 в качестве приёмника сигналов GPS

о точном календарном времени используется устройство синхронизации системного времени типа УССВ - 35LVS (далее - УССВ), которое подключено к УСПД ПС «Песчаная» 220/110/10, от которого, в свою очередь, синхронизируется УСПД ПС «Первомайская» 220/110/10/6. Периодичность синхронизации времени в УССВ - 1 раз в секунду. Параметры коррекции времени УСПД задаются при программировании УСПД. Допустимое рассогласование времени УСПД и УССВ составляет ±2 с., период синхронизации времени УСПД и УССВ составляет 60 мин. УСПД АИИС КУЭ при каждом обращении контролирует время внутренних часов счетчиков электрической энергии, подключенных к УСПД, и при рассогласовании времени более, чем ±2 с., синхронизирует часы.

В ИИК № 29-32, 37-46, 49, 50, 53-59, 64 коррекция времени счетчиков осуществляется от ИВК АИИС КУЭ ОАО "Уральский электрохимический комбинат" модернизированная (ГР № 39055-12). Синхронизация происходит не чаще одного раза в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и ИВК АИИС КУЭ более чем на ±2 с.

В ИИК № 62-63 коррекция времени счетчиков осуществляется от ИВК АИИС КУЭ АО "Атомэнергопромсбыт" (ФГУП "Комбинат "Электрохимприбор") (ГР № 64363-16). Синхронизация происходит не чаще одного раза в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и ИВК АИИС КУЭ более чем на ±2 с.

В системе автоматически поддерживается единое время во всех её компонентах.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» (Версия не ниже 15.07.04)

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014-средний.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

я

43

о

о

и

%

a>

X

к

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

to

Ю

On

00

о

о

«

on

&

&Q

Л

О

<т>

и

On

&

-С

СП

о

<T>

я

СО

4^

On

On

W И

On On

Stt

о

Я

td

Л

i?

^1

Tf

е ><

as

ON?^ Я. On Я

' *3

i

H-1 U>

*<

i

On

to

Tf

Я

to bJ

&

&q

J3

4^

о

0

со    со

РЭ    РЭ    ,_,

со    со t-н Н

i_i    i_i Lj 00 О

00^0

VO    vo ^ '

00    00

U>    ю

CO CO CO

P    P P

рэ    w w

н о Й

io1    io1 io1 q О U

to    to to " О м

о    о о Сл о

4^    4^ 4^ СЛ ^ u

4^    4^ 4^

4^ UJ

w и- н

Hotl

о 89

w

OJ

VO

00

00

LtJ

LtJ

JO

'Л о

03 ^

to

я ^

со    н 2

^ On ^ О

•“ « О § §

^ н §

, О § <* к Ui О ON «

- °^s

UJ 3

VO

LtJ

^1

о со ^ о

2 § H H (J

° ^ я ^

о i? ^ О to ^ Й

4

4^

s

>

00

о

Ul

w

H

00 p н“4 Cd

2 £

w to рз

Ul

00

ON ^

oo io* ^1

^1

On

о о u>

td

о

<T>

►I

о Й к о н о

СИ ^

to ^ 4^ Ltl

On

s

о

H

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ»

Активная/Реактивная

VO

2

5

2

5

0

0

0

№

GO

>

К

5

3

-В

С

С

У

E

-

5

2

3

-

£

T

R.

.д

о

НКФ-220 (модификация НКФ-220-II У1) 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 3364 Зав. № 3363 Зав. № 3371

CT MGF: MERAMEC 200/5 КТ 0,5 Зав. № 4683805 Зав. № 4683801 Зав. № 4683803

ПС

«Первомайская» 220/110/10/6, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ АТ-8

EA02RAL-

P3-B-4-W

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01131788

13

О

-

CN

I

а

I

PQ

НКФ-220-58 (модификация НКФ-220-58-У1) 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 1487878 Зав. № 1485077 Зав. № 1488229

CT MGF: MERAMEC 400/5 КТ 0,5 Зав. № 2148723 Зав. № 2148732 Зав. № 2148736

ПС «Песчаная» 220/110/10, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ АТ-11, АТ-12, 1 СШ

EA02RAL-P3-

B-4-W

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01148152

14

3

4 4 01

0

Активная/Реактивная

НКФ-220-58 (модификация НКФ-220-58-У1) 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 1488230 Зав. № 1488231 Зав. № 1487877

в

а

СО

G

-

СЧ

I

а

-

4

B

CT MGF: MERAMEC 400/5 КТ 0,5 Зав. № 2148729 Зав. № 2148702 Зав. № 2148709

ПС «Песчаная» 220/110/10, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ АТ-11, АТ-12, 2 СШ

EA02RAL-P3-

B-4-W

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01148153

5

2

5

0

0

0

№

GO

>

К

5

3

-В

С

С

У

15

2

E

-

5

2

3

-

£

T

R.

.д

о

НКФ-220-58 (модификация НКФ-220-58-У1) 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 1487878 Зав. № 1485077 Зав. № 1488229

CT MGF: MERAMEC 400/5 КТ 0,5 Зав. № 2148725 Зав. № 2148720 Зав. № 2148719

ПС «Песчаная» 220/110/10, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ АТ-21, АТ-22,

1 СШ

EA02RAL-P3-

B-4-W

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01148154

16

ПС «Песчаная» 220/110/10, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ АТ-21, АТ-22, 2 СШ

CT MGF: MERAMEC 400/5 КТ 0,5 Зав. № 2148703 Зав. № 2148701 Зав. № 2148706

НКФ-220-58 (модификация НКФ-220-58-У1) 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 1488230 Зав. № 1488231 Зав. № 1487877

EA02RAL-P3-

0

0

3

-

£

T

R

B-4-W

КТ 0,2S/0,5 Зав. №

01148155

ПС «Песчаная» 220/110/10, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ АТ-3,

1 СШ

CT MGF: MERAMEC 200/5 КТ 0,5 Зав. № 2148726 Зав. № 2148722 Зав. № 2148712

НКФ-220-58 (модификация НКФ-220-58-У1) 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 1487878 Зав. № 1485077 Зав. № 1488229

ЕА02RAL-P3-

B-4-W

КТ 0,2S/0,5 Зав. №

18

01148156

ПС «Песчаная» 220/110/10, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ АТ-3,

2 СШ

CT MGF: MERAMEC 200/5 КТ 0,5 Зав. № 2148716 Зав. № 2148715 Зав. № 2148717

НКФ-220-58 (модификация НКФ-220-58-У1) 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 1488230 Зав. № 1488231 Зав. № 1487877

ЕА02RAL-P3-

B-4-W

КТ 0,2S/0,5 Зав. №

19

3

4 4 01

0

01148157

в

а

з

G

-

сч

I

а

-

4

B

5

2

5

0

0

0

№

S

>

я

5

3

-В

С

С

У

20

Активная/Реактивная

2

E

-

5

2

3

-

я

T

R.

.д

о

21

ПС «Песчаная» 220/110/10, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ АТ-4, 2 СШ

ПС «Песчаная» 220/110/10, ОРУ-220 кВ, ввод 220 кВ АТ-4, 1 СШ

MR 200/5 КТ 0,5 Зав. № 2368-0213 Зав. № 2368-0207 Зав. № 2368-0201

MR 200/5 КТ 0,5 Зав. № 2368-0113 Зав. № 2368-0107 Зав. № 2368-0101

НКФ-220-58 (модификация НКФ-220-58-У1) 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 1488230 Зав. № 1488231 Зав. № 1487877

НКФ-220-58 (модификация НКФ-220-58-У1) 220000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 1487878 Зав. № 1485077 Зав. № 1488229

ЕА02RAL-P3-

B-4-W

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01148159

ЕА02RAL-P3-

B-4-W

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01148158

ПС

«Песчаная»220/11 0/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Песчаная-Бунарская 1

22

ТФЗМ 110Б 1000/5 КТ 0,5 Зав. № 10429 Зав. № 10382 Зав. № 11707

НКФ-110 НКФ110-83У1 НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 4167 Зав. № 58258 Зав. № 58249

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808151896

0

0

3

-

я

T

R

ПС «Песчаная» 220/110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Песчаная-Бунарская 2

ТФЗМ 110Б 1000/5 КТ 0,5 Зав. № 10423 Зав. № 10345 Зав. № 9370

НКФ-110 НКФ-110 НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 4161 Зав. № 4170 Зав. № 58287

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808151713

ПС

«Первомайская» 220/110/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС-Первомайская 6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808150164

24

ВСТ 600/5 КТ 0,5S Зав. № 22923204 Зав. № 22923211 Зав. № 22923201

НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 1487906 Зав. № 1487904 Зав. № 1487907

НКФ-110 (модификация НКФ-110-II У1) 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 4184 Зав. № 4174 Зав. № 4177

ПС Первомайская 220/110/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС-Первомайская 3

ВСТ 600/5 КТ 0,5S Зав. № 22923207 Зав. № 22923206 Зав. № 22923205

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808151598

6

4

5 01

0

25

в

а

з

G

-

сч

I

а

-

4

B

ПС

«Первомайская» 220/110/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС-Первомайская 4

5

2

5

0

0

0

ВСТ 600/5 КТ 0,5S Зав. № 22923216 Зав. № 22923213 Зав. № 22923217

НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 1487906 Зав. № 1487904 Зав. № 1487907

ая

н

в

и

т

к

а

е

Р/

ая

н

в

и

т

к

кА

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808150080

26

S

V

к

5

3

-В

С

С

У

2

w

-

5

2

3

-

£

T

R.

.д

о

НКФ-110 (модификация НКФ-110-II У1) 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 4184 Зав. № 4174 Зав. № 4177

ПС

«Первомайская» 220/110/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС-Первомайская 5

ВСТ 600/5 КТ 0,5S Зав. № 22923219 Зав. № 22923220 Зав. № 22923210

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808152350

27

0

0

3

-

£

T

R

ПС

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808150003

«Первомайская» 220/110/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110

ВСТ 600/5 КТ 0,5S Зав. № 1VAP51102710 Зав. № 1VAP51102707 Зав. № 1VAP51102693

НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 4524 Зав. № 18293 Зав. № 4802

ПС «Смолино» 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС-Смолино 1

29

ВСТ 600/5 КТ 0,5S Зав. № 21304626 Зав. № 21304625 Зав. № 21304605

НКФ-110 (модификация НКФ-110-II У1) 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Зав. № 4178 Зав. № 4179 Зав. № 4168

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808151487

ПС Смолино 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС-Смолино 2

30

ВСТ 600/5 КТ 0,5S Зав. № 21094119 Зав. № 21094120 Зав. № 21094118

НКФ-110 (модификация НКФ-110-II У1) 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Зав. № 4188 Зав. № 4181 Зав. № 4186

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808151812

ПС Смолино 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС-Смолино 5

31

ПС Смолино 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110

32

ВСТ 600/5 КТ 0,5S Зав. № 1VAP51102685 Зав. № 1VAP51102702 Зав. № 1VAP51102689

ВСТ 600/5 КТ 0,5S Зав. № 1VAP51102688 Зав. № 1VAP51102684 Зав. № 1VAP51102711

НКФ-110 (модификация НКФ-110-II У1) 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Зав. № 4188 Зав. № 4181 Зав. № 4186

НКФ110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Зав. № 58130 Зав. № 58195 Зав. № 58131

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808150148

ая

н

в

и

итк

а

е

Р/

ая

н

в

и

кти

кА

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808150004

3

4 4 01

0

(N

5

2

о

0

0

№

S

>

Я

5

3

-В

о

о

У

W

I

5 2 3 -

U T

R.

.д

о2 s --г

w СУ 004 3B

T1 * %

33

G

ПС Песчаная 220/110/10 кВ, РУ-10 кВ, 3СШ, ф.33

ПС Песчаная 220/110/10 кВ, РУ-10 кВ, 1СШ, ф.3

ТПОЛ 10 400/5 КТ 0,5S Зав. № 10837 Зав. № 10745

ТПОЛ 10 400/5 КТ 0,5S Зав. № 10743 Зав. № 10980

НТМИ-10 10000/100 КТ 0,5 Зав. № 595127

НТМИ-10 10000/100 КТ 0,5 Зав. № 602505

EA02RAL-P3B-3W КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01131828

EA02RAL-P3B-3W КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01131834

ПС-10 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, ф.17

57

ТОЛ 10 200/5 КТ 0,5S Зав. № 35700 Зав. № 35698

НАМИТ-10 (модификация НАМИТ-10-2) 10000/100 КТ 0,5 Зав. № 2104

EA02RAL-P3B-3W КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01148166

ПС-10 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, ф.26

58

ТОЛ 10 200/5 КТ 0,5S Зав. № 35701 Зав. № 35699

НАМИТ-10 (модификация НАМИТ-10-2) 10000/100 КТ 0,5 Зав. № 2118

EA02RAL-P3B-3W КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01148167

НАМИТ-10 (модификация НАМИТ-10-2) 10000/100 КТ 0,5 Зав. № 1505110000002

EA02RAL-P3B-3W КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01148165

ТПЛ-10-М 50/5 КТ 0,5S Зав. № 4343 Зав. № 4215

ПС-9 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 1С-10 кВ, ф.4

59

яа

н

в

и

итк

а

е

3

4 4 01

0

ТПОЛ 10 400/5 КТ 0,5S Зав. № 10978 Зав. № 10986

EA02RAL-P3B-3W КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01131829

(N

ПС 220/110/10 кВ Песчаная, РУ-10 кВ, 3С-10, яч.35, Т-1 10/6 кВ

НТМИ-10 10000/100 КТ 0,5 Зав. № 595127

5

2

0

0

0

№

S

>

я

5

3

-В

С

о

У

60

W

-

5

2

3

-

я

T

R.

.д

о

ая

н

в

и

кти

кА

G

-

сч

I

а

-

4

B

ТПОЛ 10 400/5 КТ 0,5S Зав. № 11248 Зав. № 10840

EA02RAL-P3B-3W КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01131830

ПС 220/110/10 кВ Песчаная, РУ-10 кВ, 3С-10, яч.36, Т-2 10/6 кВ

НТМИ-10 10000/100 КТ 0,5 Зав. № 595127

о

о

m

-

Я

T

R

61

ТОГ-110

600/5 КТ 0,2 Зав. № 7Э8 Зав. № 23Э8 Зав. № 21 Э8

НКФ-110 110000/100 КТ 0,5 Зав. № 580352 Зав. № 564474 Зав. № 562000

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав. № 809142542

ПС Уральская 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, яч. к Т-1 110/6 кВ

62

ПС Уральская 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, яч. к Т-2н 110/6 кВ

ТОГ-110

600/5 КТ 0,2 Зав. № 55Э8 Зав. № 43Э8 Зав. № 77Э8

НКФ-110 110000/100 КТ 0,5 Зав. № 55378 Зав. № 48942 Зав. № 48943

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 802162116

EA02RAL-P3B-3W КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01131824

ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Зав. № 11833 Зав. № 11695

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 333

ПС Смолино 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 1С-6 кВ, ф.4

64

ая

н

в

и

итк

а

е

Р/

ая

н

в

и

кти

кА

26

14

5

2

5

0

0

0

№

S

>

к

5

3

-В

С

С

У

E

-

5

2

3

-

£

T

R.

.д

о

0

0

№.

.в

а

з

ПС

Первомайская 220/110/10/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 С-6 кВ, ф.1

ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Зав. № 11689 Зав. № 11696

EA02RAL-P3B-3W КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01131793

НАМИТ-10-2

6000/100 КТ 0,5 Зав. № 1974

65

G

-

<N

I

а

04

3B

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ток (0,01-1,2) Ьюм, 0,5 инд.<cos ф<0,8; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60°С, для УСПД от 5 до 50 °С и сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от 5 до 30 °С.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии рабочих условиях_

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) !ном; 0,5 инд.<cos ф<0,8; приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии_

Перечень систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электрической энергии объектов оптового рынка электрической энергии, с которых данные об измерениях активной и реактивной электрической энергии поступают в ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» приведен в таблице 5.

Таблица 5 - Перечень систем автоматизированных информационно-измерительных коммерчес-кого учета электрической энергии и каналов измерительно - информационных систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электрической энергии объектов оптового рынка электрической энергии, с которых данные об измерениях активной и реактивной электрической энергии поступают в ИВК АО «Атомэнергопромсбыт»

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч; счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03

-    среднее время наработки на отказ не менее 90 000 ч, электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05.М

-    среднее время наработки на отказ не менее 90 000 000 ч, счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАльфа

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,

счетчики электрической энергии многофункциональные, СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02 М

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч; счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-3ТМ.05М

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч; трансформатор тока (напряжения)

-    среднее время наработки на отказ не менее 40405 часов,

УСПД RTU-325

-    среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов,

-    средний срок службы -30 лет, сервер

-    среднее время наработки на отказ не менее Т = 20000 часов,

-    среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.

Надежность системных решений:

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

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика и УСПД:

-    параметрирования;

-    воздействия внешнего магнитного поля;

-    вскрытие счетчика;

-пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике; журнал сервера:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    потери и восстановления связи со счётчиками;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    корректировки времени в счетчике и сервере;

-    изменения ПО.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    сервера ИВК;

-    УСПД;

защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-21-7714348389-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Атомэнергопромсбыт». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 02.03.2017 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа 1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1800 Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    счётчики "ЕвроАльфа" в соответствии с документом "ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки", согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1. «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ -4ТМ.05М в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М» Руководство по эксплуатации ИЛГШ.411152.146 РЭ. Методика поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1;

-УСПД RTU 300 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU- 300 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;

-радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04;

-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12.

Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ 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 (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии АО «Атомэнергопромсбыт». Свидетельство об аттестации №191 /RA.RU 311290/2015/2017 от 05 марта 2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии АО «Атомэнергопромсбыт»

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

ГОСТ 7746-2015.Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2015. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)

ГОСТ 30206-94. «Межгосударственный стандарт. «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2S и 0,5S)

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

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

ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».