Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Красногорская электрическая сеть" 2-я очередь

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Красногорская электрическая сеть» 2-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ПАО «МОЭСК» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующие УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер ПАО «МОЭСК» по волоконно-оптической линии связи (ВОЛС), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На сервере ПАО «МОЭСК» осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

От сервера ПАО «МОЭСК» информация по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 передается на АРМ АО «КЭС».

Передача информации от АРМ АО «КЭС» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера ПАО «МОЭСК» и устройство синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.

Сравнение показаний часов сервера ПАО «МОЭСК» с УСВ-3 осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час, корректировка часов сервера ПАО «МОЭСК» производится при расхождении с УСВ-3 на величину более ±2 с.

Сравнение часов УСПД с часами сервера ПАО «МОЭСК» осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера ПАО «МОЭСК» на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже 1 раза в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчика, УСПД, сервера ПАО «МОЭСК» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа!ЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

MD5

ристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характе

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Устройство син-хрониза-ции времени

Сервер

Вид

элек-

триче-

ской

энергии

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТЛК-10 Кл.т. 0,5 400/5

4 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 410 А+Б

Рег. № 9143-06 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

2

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТЛО-10 Кл.т. 0,5 400/5

1 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0

RTU-327 Рег. №

УСВ-3 Рег. №

HP Proliant

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 135 А+Б

Рег. № 25433-07 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

41907-09

51644-12

ML370

Реак

тивная

2,5

5,2

3

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 600/5

2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 211 А+Б

Рег. № 15128-07 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

4

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5

3 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 336 А+Б

Рег. № 2473-05 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

5

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5

1 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 137

А+Б

Рег. № 2473-05 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

6

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5

4 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

RTU-327 Рег. №

УСВ-3 Рег. №

HP Proliant

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 420

А+Б

Рег. № 2473-05 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

41907-09

51644-12

ML370

Реак

тивная

2,5

5,2

7

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5

1 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 139

А+Б

Рег. № 2473-05 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

8

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5

3 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 354

А+Б

Рег. № 7069-79 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

9

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 1000/5

2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 215 А+Б

Рег. № 15128-07 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

10

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТЛК-10 Кл.т. 0,5 400/5

3 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 328 А+Б

Рег. № 9143-06 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

11

ПС №830 Красногорская, РУ-

ТЛК-10 Кл.т. 0,5 400/5

4 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

RTU-327 Рег. №

УСВ-3 Рег. №

HP Proliant

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 402 А+Б

Рег. № 9143-06 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

41907-09

51644-12

ML370

Реак

тивная

2,5

5,2

12

ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 346

ТЛ0-10 Кл.т. 0,2S 600/5

3 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,0

2,2

Рег. № 25433-11 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак-

1,8

5,1

Фазы: АВС

13

ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 219

ТЛМ-10 Кл.т. 0,2S 600/5

2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,0

2,2

Рег. № 2473-05 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак-

1,8

5,1

Фазы: АВС

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

14

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТЛМ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5

4 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,0

2,2

10кВ, ф. 146

Рег. № 2473-05 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,8

5,1

ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 140 А+Б

ТЛК-10 Кл.т. 0,2S

4 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01

Актив

ная

1,3

3,3

15

400/5 Рег. № 42683-09 Фазы: А; С

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

16

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 50/5

2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. №

HP Proliant

Актив

ная

1,0

2,2

10кВ, ф. 143

Рег. № 25433-11 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

51644-12

ML370

Реак

тивная

1,8

5,1

17

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 50/5

4 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,0

2,2

10кВ, ф. 142

Рег. № 25433-11 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,8

5,1

18

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5

2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 145

Рег. № 45040-10 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

19

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5

1 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 103

Рег. № 45040-10 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 114 А+Б

ТЛО-10 Кл.т. 0,5

3 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01

Актив

ная

1,3

3,3

20

1000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; С

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 135 А+Б

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5

2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3

HP Proli

Актив

ная

1,3

3,3

21

1000/5

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. №

ant

Рег. № 1856-63 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

51644-12

ML370

Реак

тивная

2,5

5,2

22

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5

1 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 107

Рег. № 45040-10 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

23

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5

2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, ф. 131

Рег. № 45040-10 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

24

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТПК-10 Кл.т. 0,5 400/5

1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

6кВ, ф. 28

Рег. № 22944-07 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

25

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5

2 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

6кВ, ф. 4 А+Б

Рег. № 2363-68 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

ПС №82 Пав-

ТП0Л-10 Кл.т. 0,5

4 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3

HP Proli-

Актив

ная

1,3

3,3

26

шино. РУ-

1000/5

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. №

ant

6кВ, ф. 3 А+Б

Рег. № 1261-59 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

51644-12

ML370

Реак

тивная

2,5

5,2

27

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТЛП-10 Кл.т. 0,2S 1000/5

1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,0

2,2

6кВ, ф. 6 А+Б

Рег. № 30709-08 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,8

5,1

ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 11 А+Б

ТПФМ-10 Кл.т. 0,5

1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01

Актив

ная

1,3

3,3

28

300/5

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 814-53 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

29

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТПК-10 Кл.т. 0,5 400/5

3 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

6кВ, ф. 25

Рег. № 22944-07 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

30

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТПК-10 Кл.т. 0,5 300/5

2 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

6кВ, ф. 12

Рег. № 22944-07 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

ПС №82 Пав-

ТПК-10 Кл.т. 0,5

3 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01

RTU-325L Рег. № 37288-08

УСВ-3

HP Proli

Актив

ная

1,3

3,3

31

шино. РУ-

400/5

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. №

ant

6кВ, ф. 29

Рег. № 22944-07 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

51644-12

ML370

Реак

тивная

2,5

5,2

32

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 400/5

4 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

6кВ, ф. 15

Рег. № 814-53 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

33

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТПК-10 Кл.т. 0,5 400/5

3 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

6кВ, ф. 18

Рег. № 22944-07 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

34

ПС №82 Пав-шино. РУ-

ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 400/5

4 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

6кВ, ф. 17

Рег. № 814-53

Рег. № 27524-04

RTU-

Реак

2,5

5,2

Фазы: А; С

325L Рег. № 37288-08

тивная

ПС №111 Ту-

ТЛШ-10 Кл.т. 0,2S

НТМИ-6 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01

Актив

ная

1,3

3,3

35

шино, РУ-

1000/5

6000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

6кВ, ф. 4111

Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С

Рег. № 831-53 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

36

ПС №145 На-хабино, РУ-

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С

2 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

УСВ-3

HP Proli

Актив

ная

1,3

3,3

6кВ, ф. 24 А+Б

6000/100 Рег. № 2611-70

Рег. № 51644-12

ant

ML370

Реак-

2,5

5,2

Фазы: АВС

37

ПС №145 На-хабино, РУ-

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5

1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

RTU-327 Рег. №

Актив

ная

1,3

3,3

6кВ, ф. 12

Рег. № 2363-68

Рег. № 27524-04

41907-09

Реак

2,5

5,2

Фазы: А; С

тивная

38

ПС №145 На-хабино, РУ-

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5

1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

6кВ, ф. 10;

Рег. № 2363-68 Фазы: А; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 12-14, 16, 17, 27 указана для тока

2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.

4    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена устройства синхронизации времени и УСПД на аналогичные утвержденных типов, замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

38

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК №№ 12-14, 16, 17, 27 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК №№ 12-14, 16, 17, 27 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и

УСПД, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110

от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от +5 до +35 от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД типа RTU-327:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД типа RTU-325L:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

90000

2

35000

24

100000

24

1

2

для УСВ-3:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

10

для сервера:

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервера (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТЛК-10

6

Трансформаторы тока

ТЛО-10

10

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

4

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

12

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

2

Трансформаторы тока

ТЛК-10

2

Трансформаторы тока

ТВЛМ-10

8

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТПК-10

10

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

6

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

2

Трансформаторы тока

ТЛП-10

2

Трансформаторы тока

ТПФМ-10

6

Трансформаторы тока

ТЛШ-10

3

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

8

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

38

Устройства сбора и передачи данных

RTU-327

2

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325L

2

У стройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер ПАО «МОЭСК»

HP Proliant ML370

1

Методика поверки

МП ЭПР-157-2019

1

Формуляр

КГЭС.502403.001.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-157-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Красногорская электрическая сеть» 2-я очередь». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 05.04.2019 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Красногорская электрическая сеть» 2-я очередь», свидетельство об аттестации № 180/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Красногорская электрическая сеть» 2-я очередь

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

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание