Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт". Часть 2

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачи 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 измерений.

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);

-    хранения 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 организации (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), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и 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 (ИВКЭ), включающий в себя:

Для ИК №№ 1 - 4 - устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) RXU-325L, сервер АИИС КУЭ ОАО «АЭХК» (рег. №47140-11), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), выполненного на базе GPS-приемника типа УССВ 35HVS, каналообразующую аппаратуру;

Для ИК №№ 5 - 41 - сервер АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор») (рег. №64363-16), устройства синхронизации времени (далее - УСВ), выполненного на базе GPS-приемника, каналообразующую аппаратуру;

Для ИК №№ 42 - 56 - УСПД RTU-325L, сервер АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» по границам ОРЭ (рег. №38984-08, 58349-14), УСВ, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру;

Для ИК №№ 57 - 58 - УСПД RTU-327L, сервер АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» по границам ОРЭ (рег. №38984-08, 58349-14), УСВ, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру;

Для ИК № 59 - сервер АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ) (рег. №49948-12), УСВ, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру;

Для ИК №№ 60 - 70 - УСПД RTU-325, сервер АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» (рег. №44152-10), УССВ, выполненного на базе GPS-приемника, каналообразующую аппаратуру;

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя: сервер баз данных (СБД) АО «Атомэнергопромсбыт» с установленным программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», локальновычислительную сеть, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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 токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

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

В точках измерений 1-4, цифровой сигнал с выходов счетчиков на объектах АО «АЭХК» по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений на сервер АО «АЭХК». Все каналы связи являются защищенными и имеют ограниченный набор команд.

Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации производится с помощью программного обеспечения в УСПД. Значения пересчитанных коэффициентов трансформации защищены от изменения путем включения в хэш-код идентификационных признаков. Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485.

Сопряжение электросчетчиков и УСПД на ГПП-1, электросчетчиков и УСПД на ГПП-2 с сервером АО «АЭХК» осуществляется посредством преобразователя интерфейсов RS-422/485

- Ethernet с использованием оптоволоконного кабеля, образуя основной канал передачи данных.

С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер АИИС КУЭ ОАО «АЭХК», 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 последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040) на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.

В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с последующей выгрузкой собранной информации в базу данных сервера АО «АЭХК».

В точках измерений №№ 13-18, 24-26, 28, 30-32, 35, 36 цифровой сигнал с выходов счетчиков по физическим линиям (интерфейс RS-485), поступает на входы сервера АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор»), в точках измерений №№ 5-8, 33, 34, 37, 38, 39-41 по GSM-каналам связи один раз в 30 минут происходит опрос счетчиков и считывание с них 30-минутных профилей мощности для каждого канала учета, параметров электросети и журналов событий сервером АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор») с периодичностью, 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 последующая передача информации (xml-файлы формата

80020.80030.80040)    на сервер баз данных (СБД) АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.

В точках измерений 42-58, на объектах ПАО «МОЭСК», УСПД по проводным линиям связи считывают значения мощностей и текущие показания счетчиков, также в них осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учёта без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации. С УСПД измерительные сигналы поступают на сервер АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК», где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040) на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.

В точке измерений 59, цифровой сигнал с выхода счетчика на объекте АО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ) по проводным каналам связи поступает на сервер АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040) на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.

В точках измерений 60-70, на объектах АО «ПО ЭХЗ», УСПД по проводным линиям связи и считывают значения мощностей и текущие показания счетчиков, также в них осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1 так, как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учёта без их предварительного конфигурирования) и хранения измерительной информации. С УСПД измерительные сигналы поступают на сервер АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ», 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 последующая передача информации (xml-файлы формата

80020.80030.80040)    на СБД АО «Атомэнергопромсбыт» и прочим заинтересованным организациям осуществляется по выделенному каналу связи через Интернет-провайдера.

В точках измерений 71-72, на объектах ЗАО «Плайтерра», цифровой сигнал с выхода счетчика поступает на сервер АО «Атомэнергопромсбыт», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации (xml-файлы формата 80020,80030,80040).

На верхнем - уровне системы при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента

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).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы.

В точках измерений 1-4 на сервере АИИС КУЭ ОАО «АЭХК» установлено УССВ 35HVS выполненного на базе GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении часов сервера и GPS-приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера более чем на ±1 с. Сличение времени сервера и УСПД проводится при каждом сеансе связи. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

В точках измерений 5-41 на сервере АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор») установлен GPS-приемник, который обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении часов сервера и GPS-приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±2 с.

В точках измерений 42-58 на сервере АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» установлено УСВ-1, выполненное на базе GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении часов сервера и GPS-приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера более чем на ±1 с. Сличение времени сервера и УСПД проводится при каждом сеансе связи. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

В точке измерений 59 на сервере АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ) установлено УСВ выполненного на базе GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении часов сервера и GPS-приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±2 с.

В точках измерений 60-70 на УСПД установлено УССВ выполненное на базе GPS-приемника, которое обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и GPS-приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов сервера АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ» проводится при расхождении часов сервера и времени УСПД более чем на ±1 с. Сличение времени сервера и УСПД проводится при каждом сеансе связи. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью

1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

В точках измерений 71-72 часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» более чем на ± 2 с.

В качестве источника синхронизации времени ИВК АО «Атомэнергопромсбыт» используется NTP-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 UTS (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.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используются ПО АльфаЦЕНТР и ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО АльфаЦЕНТР и ПО ПК «Энергосфера» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АльфаЦЕНТР и ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «АЭХК»

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

ПО на сервере АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт»

(ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор»)

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 6.0

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК»

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «АтомЭнергоСбыт» (ФГУП «УЭМЗ)

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 6.0

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Идентификационные признаки

Значение

ПО на сервере АИИС КУЭ ОАО «ПО ЭХЗ»

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

ПО на СБД АО «Атомэнергопромсбыт»

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07.04

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО ПК «Энергосфера» не влияют на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» 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

о,

е

ме

о

Н

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электроэне

ргии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условии-ях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ГПП-1 ПС Иркутская (500/220/110/35/10/6), ОРУ-110 кВ, яч. МВ-110 ШП-10А

ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1 Кл. т. 0,5S 1000/5

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

2

ГПП-2 ПС Иркутская (500/220/110/35/10/6), ОРУ-110 кВ, яч. МВ-110 ШП-10Б

ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1 Кл. т. 0,5S 1000/5

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

3

ГПП-1 ПС Иркутская (500/220/110/35/10/6), ОРУ-110 кВ, яч. МВ-110 ШП-11А

ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1 Кл. т. 0,5S 1000/5

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

4

ГПП-2 ПС Иркутская (500/220/110/35/10/6), ОРУ-110 кВ, яч. МВ-110 ШП-11Б

ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1 Кл. т. 0,5S 1000/5

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

5

ПС 220 кВ Янтарь, РУ-6 кВ, 1С 6 кВ

ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

6

ПС 220 кВ Янтарь, РУ-6 кВ, 2С 6 кВ

ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

ПС 220 кВ Янтарь, РУ-6 кВ, 3С 6 кВ

ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 1500/5

ЗНОЛ.06-6УЗ Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

8

ПС 220 кВ Янтарь, РУ-6 кВ, 4С 6 кВ

ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 1500/5

ЗНОЛ.06-6УЗ Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 ЗНОЛ

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

9

ПС 220 кВ Янтарь, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ У ральская-Янтарь

ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 Кл. т. 0,2 600/5

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±0,8

±1,6

(N~ ^

±±

10

ПС 220 кВ Янтарь, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Кварц-Янтарь

ТВГ-УЭТМ®-110 УХЛ2 Кл. т. 0,2 600/5

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,4

±2,6

11

ПС 220 кВ Янтарь, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Янтарь-Яшма-1

ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 Кл. т. 0,2 600/5

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±0,8

±1,6

(N~ ^

±±

12

ПС 220 кВ Янтарь, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Янтарь-Яшма-2

ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 Кл. т. 0,2 600/5

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±0,8

±1,6

(N~ ^

±±

13

ПС 110 кВ Уральская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ НТГРЭС-Уральская-1

ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 Кл. т. 0,2 600/5

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±0,8

±1,6

(N~ ^

±±

14

ПС 110 кВ Уральская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ НТГРЭС-Уральская-2

ТВГ-УЭТМ®-110-0,2 Кл. т. 0,2 600/5

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±0,8

±1,6

(N~ ^

±±

1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

ПС 110 кВ Уральская, ОРУ-110 кВ,

ВЛ 110 кВ Уральская-Ис

ТВГ-УЭТМ®-110 УХЛ2 Кл. т. 0,2 600/5

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±0,8

±1,6

±2,1

±4,1

16

ПС 110 кВ Уральская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Гранит-Уральская

ТВГ-УЭТМ®-110 УХЛ2 Кл. т. 0,2 600/5

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±0,8

±1,6

±2,1

±4,1

17

ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ, ф.27

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

18

ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ, ф.28

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

19

ТП-93 6 кВ, ввод 0,4 тр-ра

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 300/5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

20

ПС 110 кВ Яшма, РУ-6 кВ, яч.31

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

21

ПС 110 кВ Яшма, РУ-6 кВ, яч.4

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

22

ТП-2080 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.3

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

23

ТП-2080 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.23

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

ТПЛ-10

НТМИ-6-66

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,3

24

КЛ-6 кВ к ТП-2206

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

-

6 кВ

400/5

6000/100

реактивная

±2,8

±5,7

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

ТПЛ-10-М-У2

НТМИ-6-66

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,4

25

КЛ-6 кВ к ТП-2207

Кл. т. 0,5S

Кл. т. 0,5

-

6 кВ

400/5

6000/100

реактивная

±2,8

±5,8

26

ТП-230 6 кВ, РУ-6 кВ,

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М

активная

±1,2

±3,3

ф.230-92-363

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,8

±5,7

27

ТП-93 6 кВ, РУ-0,4 кВ,

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 50/5

СЭТ-4ТМ.03М.09

активная

±1,0

±3,2

ф.4

Кл. т. 0,5 S/1,03

реактивная

±2,4

±5,6

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

ТПОЛ-10

НТМИ-6-66

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,3

28

1С 6 кВ, КЛ-6 кВ

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

-

к ТП-2350

600/5

6000/100

реактивная

±2,8

±5,7

29

ТП-93 6 кВ, РУ-0,4 кВ,

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5

ПСЧ-4ТМ.05М.04

активная

±1,0

±3,3

ф. 3

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,4

±5,7

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

ТПОЛ-10

НТМИ-6-66

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,3

30

2С 6 кВ, КЛ-6 кВ

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

-

к ТП-2350

600/5

6000/100

реактивная

±2,8

±5,7

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

ТПЛ-10

НТМИ-6-66

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,3

31

1С 6 кВ, КЛ-6 кВ

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

-

к ТП-2370

400/5

6000/100

реактивная

±2,8

±5,7

ТП-235 6 кВ, РУ-6 кВ,

ТПЛ-10

НТМИ-6-66

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,3

32

2С 6 кВ, КЛ-6 кВ

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

-

к ТП-2370

400/5

6000/100

реактивная

±2,8

±5,7

33

ПС 110 кВ Яшма,

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

РУ 6 кВ, ф.6

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,7

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

34

ПС 110 кВ Яшма, РУ 6 кВ, ф.33

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

35

ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ, ф.34

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

36

ЦРП 6 кВ, РУ-6 кВ, ф.37

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

37

ТП-203 6 кВ, РУ-6 кВ, ф. 203-761

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

38

ТП-203 6 кВ, РУ-6 кВ, ф. 203-786

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

39

ТП-93 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.1

ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5 300/5

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

40

ТП-93 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.3

ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5 300/5

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

41

ТП-93 6 кВ, РУ-6 кВ, ф. 93-700

ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 100/5

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

42

ПС-182 КРУН-6 кВ фид.38

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,2

±2,8

,3 ,3

СП

±±

43

ПС-182 КРУН-6 кВ фид.45

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,2

±2,8

,3 ,3 СП in

±±

1

2

3

4

5

6

7

8

9

44

ПС-182 КРУН-6 кВ фид.56

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,2

45

ПС-182 ЗРУ-6 кВ фид.7

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 800/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,2

±2,8

,3 ,3

СП

±±

46

ПС-182 ЗРУ-6 кВ фид.9

ТПОФ10 Кл. т. 0,5 750/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,2

±2,8

,3 ,3 СП in

±±

47

ПС-182 ЗРУ-6 кВ фид.10

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 750/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,2

±2,8

,3 ,3 СП in

±±

48

ПС-182 КРУН-6 кВ фид.24

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,2

±2,8

,3 ,3 СП in

±±

49

ПС-182 КРУН-6 кВ фид.26

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,2

±2,8

,3 ,3 СП in

±±

50

ПС-182 КРУН-6 кВ фид.37

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5

RTU-325L

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

51

ПС-182 КРУН-6 кВ фид.42

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

52

ПС-182 КРУН-6 кВ фид.62

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,2

53

ПС-182 КРУН-6 кВ фид.65

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

54

ПС-182 КРУН-6 кВ фид.67

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,2

55

ПС-182 КРУ-10 кВ фид.5

ТОЛ-К-10У2 Кл. т. 0,5 1000/5

НТМИ-10-66УЗ Кл. т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

56

ПС-182 КРУ-10 кВ фид.6

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325L

активная

реактивная

±1,2

±2,8

,3 ,3

СП

±±

57

ПС-61 КРУ-6 кВ фид.45

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-327L-

E2-M2-B2

активная

реактивная

±1,2

±2,8

,3 ,3 СП in

±±

58

ПС-61 КРУ-6 кВ фид.46

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-327L-

E2-M2-B2

активная

реактивная

±1,2

±2,8

,3 ,3 СП in

±±

59

ЩУ 1-0,4 кВ гаражного бокса, КЛ-0,4 кВ от ВР1 0,4 кВ

ТОП М-0,66 УЗ Кл. т. 0,5S 50/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

60

ПС-22 110 кВ, ОРУ-110 кВ, п.11Р. ВЛ 110 кВ Красноярская ГРЭС-2 - ЭХЗ 2 цепь (С-104)

ТФЗМ-110Б-Ш У1 Кл. т. 0,5 1500/5

НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

61

ПС-243 110 кВ, ОРУ-110 кВ, п.11Р. ВЛ 110 кВ Красноярская ГРЭС-2 - ЭХЗ 3 цепь (С-105)

ТФЗМ-110Б-Ш У1 Кл. т. 0,5 1500/5

НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

А1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС-22 110 кВ,

ОРУ-110 кВ, п.11Р. ВЛ 110 кВ Красноярская ГРЭС-2 - ЭХЗ 4 цепь (С-106)

ТФЗМ-110Б-Ш У1

НКФ-110-57

А1802RAL-P4GB-

активная

±1,1

±3,0

62

Кл. т. 0,5 1500/5

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

реактивная

±2,7

±4,8

ПС-23 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 48

ТПЛ-10УЗ

НТМИ-6

А1802RAL-P4GB-

активная

±1,1

±3,0

63

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

DW-4

RTU-325

400/5

6000/100

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,7

±4,8

ПС-23 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 19

ТВЛ-10

НТМИ-6

А1802RAL-P4GB-

активная

±1,1

±3,0

64

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

DW-4

RTU-325

300/5

6000/100

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,7

±4,8

ПС-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 7

ТОЛ-10 уз

НАМИТ - 10-2УХЛ2

А1802RAL-P4GB-

активная

±1,1

±3,0

65

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

DW-4

RTU-325

200/5

10000/100

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,7

±4,8

ПС-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 38

ТОЛ-10 уз

НАМИТ - 10-2УХЛ2

А1802RAL-P4GB-

активная

±1,1

±3,0

66

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

DW-4

RTU-325

200/5

10000/100

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,7

±4,8

ТП ТНС-9 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 9

ТОЛ-10 -1-1У2

ЗНОЛ.06-6У3

А1802RAL-P4GB-

активная

±1,1

±3,0

67

Кл. т. 0,5 5/5

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

реактивная

±2,7

±4,8

ТП ТНС-9 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 10

ТОЛ-10 -1-1У2

ЗНОЛ.06-6У3

А1802RAL-P4GB-

активная

±1,1

±3,0

68

Кл. т. 0,5 5/5

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

реактивная

±2,7

±4,8

ТП ТНС-9 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 11

ТОЛ-10 -1-1У2

ЗНОЛ.06-6У3

А1802RAL-P4GB-

активная

±1,1

±3,0

69

Кл. т. 0,5 30/5

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

реактивная

±2,7

±4,8

ТП ТНС-9 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 12

ТОЛ-10 -1-1У2

ЗНОЛ.06-6У3

А1802RAL-P4GB-

активная

±1,1

±3,0

70

Кл. т. 0,5 30/5

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

реактивная

±2,7

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

71

ТР-1 10 кВ, Яч №9, ввод 1

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5

ЗНОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

72

ТР-1 10 кВ, Яч №1,

ввод 2

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5

ЗНОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.12.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

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.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, I=0,02 (0,05 !ном) и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 72 от 0 до плюс 40 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Допускается замена устройства синхронизации времени на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

72

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 99 до 101

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика A1802RAL-Р4GB-DW-4

120000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M

165000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01

165000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.02M.03

165000

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05M.04

140000

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.00

140000

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05M

140000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.09

140000

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.00

165000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M

140000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.02.2

90000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03

90000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03.01

90000

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03

140000

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.04

165000

для электросчетчика A1802RAL-F4GB-DW-4

120000

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.12.01

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД RXU-325L, RTO-325

100000

для УСПД RТU-327L-E2-M2-B2

40000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Наименование характеристики

Значение

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление

за месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет,

не менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 сотовой связи.

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);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2 типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТВ-ТМ-35Л-110-УХЛ1

61552-15

12

Трансформатор тока

ТПШЛ-10

1423-60

4

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ

51623-12

6

Трансформатор тока

ТВГ-УЭТМ®-110-0,2

52619-13

5

Трансформатор тока

ТВГ-УЭТМ®-110 УХЛ2

52619-13

3

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

21

Трансформатор тока

ТШП-0,66

47957-11

3

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2473-69

8

Трансформатор тока

ТПЛ-10

2473-69

1

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М-У2

47958-11

6

Трансформатор тока

ТОП-0,66

47959-11

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

1261-59

18

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

47958-11

2

Трансформатор тока

ТОП-0,66

15174-06

3

Трансформатор тока

ТЛМ-10

3848-73

4

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

1261-08

2

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10

51679-12

3

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2473-05

2

Трансформатор тока

ТПОФ10

518-50

2

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

1856-63

8

Трансформатор тока

ТОЛ-К-10У2

57873-14

2

Трансформатор тока

ТОП М-0,66 УЗ

59924-15

3

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-Ш У1

2793-88

9

Трансформатор тока

ТПЛ-10УЗ

1276-59

2

Трансформатор тока

ТВЛ-10

1856-63

2

Трансформатор тока

ТОЛ-10 уз

7069-79

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10 -1-1У2

15128-07

12

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

51623-12

4

Трансформатор напряжения

НКФ-110

26452-06

12

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2611-70

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6УЗ

46738-11

5

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ

46738-11

1

Трансформатор напряжения

ЗНГ-УЭТМ®-110 IV У1

53343-13

12

1

2

3

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

11

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

831-53

8

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6У3

46738-11

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6У3

3344-08

8

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

11094-87

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66УЗ

831-69

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

20186-00

1

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57

14205-05

12

Трансформатор напряжения

НАМИТ - 10-2УХЛ2

18178-99

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-НТЗ-10

51676-12

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RAL-F4GB-DW-4

31857-06

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-12

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M.01

36697-12

7

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.02M.03

36697-12

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05M

36355-07

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05M.04

36355-07

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M.09

36697-08

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05MК.00

50460-12

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-08

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05MК.00

64450-16

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.02.2

20175-01

12

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03

27524-04

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03.01

27524-04

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05MК.04

50460-12

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RAL-F4GB-DW-4

31857-06

11

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05MК.12.01

50460-12

2

Устройство сбора и передачи данных

RТU-325L

37288-08

3

Устройство сбора и передачи данных

RТU-325

37288-08

1

Устройство сбора и передачи данных

RТU-327L-E2-M2-B2

41907-09

1

1

2

3

4

Программное обеспечение

АЛЬФА Центр

-

4

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

2

У стройство синхронизации времени

УССВ35HVS

-

1

У стройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

1

У стройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-09

1

Методика поверки

МП 008-2018

-

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.531 ПФ

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 008-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2. Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 02.04.2018 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 без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков A1802RAL-F4GB-DW-4, A1802RAL-F4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

19 мая 2006 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТM.03M.01, СЭТ-4ТM.02M.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М, . Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05M, ПСЧ-4ТM.05M.04 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M.09, СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.00, ПСЧ-4ТM.05MК. 12.01, ПСЧ-4ТM.05MК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.00 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.02.2 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03, СЭТ-4ТM.03.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    УСПД RXU-325L, RTO-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    УСПД RТU-327L-E2-M2-B2 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    УСВ - 2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.

-    УСВ - 1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

-    термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2, аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт». Часть 2

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

Развернуть полное описание