Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Мосэнергосбыт" по границе с "Владимирэнерго"
- ПАО "Мосэнергосбыт", г Москва
-
Скачать
70322-18: Методика поверки МП КЦСМ-143-2017Скачать7.6 Мб70322-18: Описание типа СИСкачать161.3 Кб
- 03.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Мосэнергосбыт" по границе с "Владимирэнерго"
Основные | |
Тип | |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мосэнергосбыт» по границе с «Владимирэнерго» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый 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.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (сервер БД), автоматизированное рабочее место, устройство синхронизации системного времени (СОЕВ), 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
На ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ПС Санино 110/10 кВ, ПС № 251 Водовод 110/10 кВ, ПС № 819 Мишеронь 110/10 кВ, ПС № 271 Аленино 110/6 кВ, ТПС Черусти 110/35/10 кВ, ПС № 296 Горлово 35/6 кВ, ПС № 199 Дубки 35/10/6 кВ, ПС № 660 Шерна 110/35/6 кВ, ПС № 10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ПС № 222 Головино 35/10/6 кВ, ПС №236 Мележи 35/6 кВ установлены УСПД, которые по проводным линиям связи по каналам GSM один раз в 30 минут опрашивают счетчики ИИК № 1-11, 13-20, 22-25, считывают параметры электросети и 30-минутный профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены коэффициентов трансформации установлены равными единице. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» с периодичностью один раз в 30 минут по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал) опрашивает УСПД ИИК № 1-3 и считывает с них 30-минутные профили счетчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго».
Для ИИК № 21 цифровой сигнал с выхода счетчика по линиям связи и далее через GSM-модем поступают на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимир-энерго». Считанные данные также записываются в базу данных сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго».
Коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» опрашивает УСПД ИИК № 4-11, 13-20, 22-25 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счетчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных сервера ПАО «МОЭСК».
Коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» опрашивает счетчик ИИК № 12 и считывает с него 30-минутные профили мощности для канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных сервера ПАО «МОЭСК».
Серверы филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ПАО «МОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации для ИИК 12 и 21), перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов. Сервером ИВК ПАО «Мосэнергосбыт» в том числе осуществляется прием xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 из ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» и сервер ПАО «МОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML (макеты электронных документов 80020, 80030) и отправляет данные коммерческого учета на сервер ПАО «Мосэнергосбыт».
Сервер ПАО «Мосэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» и сервера ПАО «МОЭСК» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД Oracle). Сервер базы данных ПАО «Мосэнергосбыт» при помощи программного обеспечения осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Московское РДУ и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Московское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов форматов 80020, 80030, 80040 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.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Коррекция времени сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимир-энерго» и сервера ПАО «Мосэнергосбыт» происходит по сети Internet от NTP-сервера, расположенного на территории ФГУП «ВНИИФТРИ». Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Предел допускаемой абсолютной погрешности измерений времени серверов филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ПАО «Мосэнергосбыт» с источником точного времени (NTP-сервер) не более ±0,2 с/сут.
В качестве устройства синхронизации времени на сервере ПАО «МОЭСК» используется устройство УСВ-3. УСВ-3 осуществляет прием сигналов точного времени непрерывно.
Сравнение показаний часов серверов ПАО «МОЭСК» и УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера ПАО «МОЭСК» и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «МОЭСК» и УСВ-3.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 1-3 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК 1-3 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 1-3 и филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину не более чем ±0,3 с.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 4-11, 13-20, 22-25 и сервера ПАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК 4-11, 13-20, 22-25 и сервера ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 4-11, 13-20, 22-25 и сервера ПАО «МОЭСК» на величину не более чем ±0,3 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1-11, 13-20, 22-25 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1-11, 13-20, 22-25 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1-11, 13-20, 22-25 и УСПД на величину не более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 21 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчика ИИК № 21 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчика ИИК № 21 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину не более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 12 и сервера ПАО «МОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчика ИИК № 12 и ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов счетчика ИИК № 12 и сервера ПАО «МОЭСК» на величину не более чем ±1 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера» (сервер ПАО «Мосэнергосбыт»), ПО «АльфаЦентр» (сервер ПАО «МОЭСК») и ПО «Пирамида 2000» (сервер ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго»). 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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1 а - 1 в. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 а - Идентификационные данные ПО «Энергосфера»
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1 б - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1 в - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные признаки | Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО | CalcClient s.dll | CalcLeaka ge.dll | CalcLosse s.dll | Metrology .dll | ParseBin. dll | ParseIEC. dll | ParseMod bus.dll | ParsePira mida.dll | Synchro- NSI.dll | VerifyTi- me.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b 1b219065d 63da94911 4dae4 | b1959ff70b e1eb17c83f 7b0f6d4a13 2f | d79874d10 fc2b156a0f dc27e1ca48 0ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885b 737261328 cd77805bd 1ba7 | 48e73a928 3d1e66494 521f63d00 b0d9f | c391d6427 1acf4055bb 2a4d3fe1f8 f48 | ecf532935c a1a3fd3215 049af1fd97 9f | 530d9b012 6f7cdc23ec d814c4eb7 ca09 | 1ea5429b2 61fb0e2884 f5b356a1d1 e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
аблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Средство измерений (СИ) | Метрологические характеристики ИК | ||||||||
Но мер ИК | Наименование точки измерений | Вид СИ, класс точности, коэффициент | Обозначение, | УСПД | Вид электроэнергии | Границы допускаемой основной | Границы допускаемой относительной | ||
трансформации, № Госреестра СИ | тип | относительной погрешности, (±5) % | погрешности в рабочих условиях, (±5) % | ||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
Кт = 0,2S | А | TG145N | |||||||
н н | Ктт = 600/5 | В | TG145N | ||||||
ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Бужаниново-Арсаки | Рег. № 30489-09 | С | TG145N | ||||||
X н | Кт = 0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1(1) | Сикон С1 | Активная | 0,6 | 1,4 | ||
1 | Ктт = 110000/V3/100/V3 | В | НАМИ-110 УХЛ1(1) | Рег. № | |||||
Рег. № 24218-08 | С | НАМИ-110 УХЛ1(1) | 15236-03 | Реактивная | 1,1 | 2,6 | |||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.04 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
GO ,2 о" II т К | А | ТРГ-110 II* | |||||||
н н | Ктт = 600/5 | В | ТРГ-110 II* | ||||||
Рег. № 26813-06 | С | ТРГ-110 II* | |||||||
А | НАМИ-110 УХЛ1(1) | ||||||||
ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Ремонтная перемычка - 110 кВ | Кт = 0,2 Ктт = 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | В | НАМИ-110 УХЛ1(1) | ||||||
2 | я н | С | НАМИ-110 УХЛ1(1) | Сикон С1 | Активная | 0,6 | 1,4 | ||
А | НАМИ-110 УХЛ1 | Рег. № | Реактивная | 1,1 | 2,6 | ||||
В | НАМИ-110 УХЛ1 | 15236-03 | |||||||
С | НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.04 | |||||||
S ,2 о" II т К | А | ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||
н н | Ктт = 300/1 | В | ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
Рег. № 23256-05 | С | ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||
А | НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||||
ТПС Санино 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Стачка - Санино | Кт = 0,2 Ктт = 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | В | НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
я н | С | НАМИ-110 УХЛ1 | Сикон С1 | Активная | 0,8 | 2,2 | |||
3 | А | НАМИ-110 УХЛ1 | Рег. № | Реактивная | 1,4 | 4,1 | |||
В | НАМИ-110 УХЛ1 | 15236-03 | |||||||
С | НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||||
Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М.01 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
S ,2 о" II т К | А | JOF-123 | |||||||
н н | Ктт = 600/5 | В | JOF-123 | ||||||
Рег. № 29311-10 | С | JOF-123 | |||||||
ПС №251 Водовод | X н | К н II 0, 5 | А | НКФ-110-57 У1(2) | RTU-325L | Активная | 0,8 | 1,6 | |
4 | 110/10 кВ, ОРУ- | Ктт = 110000/V3/100N3 | В | НКФ-110-57 У1(2) | Рег № | ||||
110 кВ, ВЛ-110 кВ | Рег. № 1188-58 | С | НКФ-110-57 У1(2) | 37288-08 | Реактивная | 1,5 | 3,2 | ||
Водовод - Усад | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | ||||||
Кт = 0,5 | А | ТФЗМ-110Б-1У1 | |||||||
н н | Ктт = 600/5 | В | ТФЗМ-110Б-1У1 | ||||||
Рег. № 2793-71 | С | ТФЗМ-110Б-1У1 | |||||||
А | НКФ-110-57 У1(2) | ||||||||
Кт = 0,5 Ктт = 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-58 | В | НКФ-110-57 У1(2) | |||||||
ПС №251 Водовод | X н | С | НКФ-110-57 У1(2) | RTU-325L | Активная | 1,1 | 2,9 | ||
5 | 110/10 кВ, ОРУ- | А | НКФ-110-57 У1 | Рег. № | Реактивная | 2,2 | 4,6 | ||
110 кВ, ОВ-110 кВ | В | НКФ-110-57 У1 | 37288-08 | ||||||
С | НКФ-110-57 У1 | ||||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | |||||||
S ,2 о" II т К | А | JOF-123 | |||||||
ПС №819 | н н | Ктт = 300/5 | В | JOF-123 | |||||
Мишеронь | Рег. № 29311-05 | С | JOF-123 | ||||||
110/10 кВ, ОРУ- | X н | Кт = 0,2 | А | VEOT 123(3) | RTU-327L | Активная | 0,6 | 1,4 | |
6 | 110 кВ, ВЛ-110 кВ | Ктт = 110000/V3/100/V3 | В | VEOT 123(3) | Рег. № | ||||
Мишеронь - Ундол с отпайками на ПС Копнино и ПС Собинка | Рег. № 37112-08 | С | VEOT 123(3) | 41907-09 | Реактивная | 1,0 | 3,1 | ||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
Кт = 0,5 | А | ТФНД-110-II | |||||||
н н | Ктт = 600/5 | В | ТФНД-110-II | ||||||
Рег. № 2793-71 | С | ТФНД-110-II | |||||||
X н | Кт = 0,2 | А | VEOT 123(3) | ||||||
ПС №819 | Ктт = 110000/V3/100/V3 | В | VEOT 123(3) | ||||||
7 | Мишеронь | Рег. № 37112-08 | С | VEOT 123(3) | RTU-327L | Активная | 1,1 | 2,9 | |
110/10 кВ, ОРУ- | X н | Кт = 0,5 | А | НКФ-110-57 У1 | Рег. № | Реактивная | 2,2 | 4,6 | |
110 кВ, Ремонтная перемычка - 110 кВ | Ктт = 110000/V3/100/V3 | В | НКФ-110-57 У1 | 41907-09 | |||||
Рег. № 14205-94 | С | НКФ-110-57 У1 | |||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | |||||||
S ,2 о" II т К | А | ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||
н н | Ктт = 300/1 | В | ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
ТПС Черусти | Рег. № 23256-11 | С | ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
110/35/10 кВ, ОРУ- | X н | Кт = 0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1(4) | RTU-327 | Активная | 0,6 | 1,4 | |
8 | 110 кВ, ВЛ-110 кВ | Ктт = 110000/V3/100/V3 | В | НАМИ-110 УХЛ1(4) | Рег № | ||||
Н. Мезиново - | Рег. № 24218-08 | С | НАМИ-110 УХЛ1(4) | 41907-09 | Реактивная | 1,0 | 3,1 | ||
Черусти с отпайкой на ТПС Ильичев | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
S ,2 II т К | А | ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||
н н | Ктт = 300/1 | В | ТБМО-110 УХЛ1 | ||||||
Рег. № 23256-11 | С | ТБМО-110 УХЛ1 | |||||||
А | НАМИ-110 УХЛ1(4) | ||||||||
Кт - 0,2 Ктт - 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 | В | НАМИ-110 УХЛ1(4) | |||||||
9 | ТПС Черусти 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ | я н | С | НАМИ-110 УХЛ1(4) | RTU-327 Рег. № 41907-09 | Активная | 0,6 | 1,4 | |
А | НАМИ-110 УХЛ1 | Реактивная | 1,0 | 3,1 | |||||
В | НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||||
С | НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||||
Счетчик | Кт - 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | |||||||
Кт - 0,2S | А | ТЛО-10 | |||||||
н н | Ктт - 150/5 | В | ТЛО-10 | ||||||
Рег. № 25433-08 | С | ТЛО-10 | |||||||
10 | ПС №271 Аленино 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 13 | я н | Кт - 0,5 Ктт - 6000/100 Рег. № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 У3 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Активная Реактивная | 0,8 1,5 | 1,6 3,2 |
Счетчик | Кт - 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
11 | ПС №271 Аленино 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 23 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 25433-08 | А | ТЛО-10 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,0 | 1,4 3,1 |
В | ТЛО-10 | ||||||||
С | ТЛО-10 | ||||||||
X н | Кт = 0,2 Ктт = 6000/100 Рег. № 11094-87 | А В С | НАМИ-10 | ||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | |||||||
12 | ТП №325 Черново 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, Ввод ВЛ-6 кВ ф. 13,ф. 23 | н н | Кт = 1,0 Ктт = 200/5 Рег. № 28402-09 | А | GS-^С | - | Активная Реактивная | 1,8 3,9 | 5,7 9,2 |
В | GS-^С | ||||||||
С | GS-^С | ||||||||
X н | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 У3 | ||||||
Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||||
13 | ПС №296 Г орлово 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 3 | н н | Кт = 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 | А | ТПЛ-10 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Активная Реактивная | 1,1 2,2 | 2,9 4,6 |
В | - | ||||||||
С | ТПЛ-10 | ||||||||
X н | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 831-69 | А В С | НТМИ-6 | ||||||
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
Кт = 0,5 | А | ТПФ-10 | |||||||
н н | Ктт = 150/5 | В | - | ||||||
Рег. № 517-50 | С | ТПФ-10 | |||||||
14 | ПС №296 Горлово 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 4 | X н | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Активная Реактивная | 1,1 2,2 | 2,9 4,6 |
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | |||||||
Кт = 0,2S | А | ТЛП-10-5 У2 | |||||||
н н | Ктт = 100/5 | В | - | ||||||
Рег. № 30709-08 | С | ТЛП-10-5 У2 | |||||||
15 | ПС №199 Дубки 35/10/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. 3 | X н | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 831-69 | А В С | НТМИ-6 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Активная Реактивная | 0,8 1,5 | 1,6 3,2 |
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | |||||||
S ,2 о" II т К | А | ТЛО-10 | |||||||
н н | Ктт = 300/5 | В | - | ||||||
Рег. № 25433-08 | С | ТЛО-10 | |||||||
16 | ПС №660 Шерна 110/35/6 кВ, КРУ-6 кВ, ф. 301 | X н | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Активная Реактивная | 1,0 1,8 | 2,3 5,7 |
Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
S ,2 о" II т К | А | ТЛО-10 | |||||||
н н | Ктт - 150/5 | В | - | ||||||
Рег. № 25433-08 | С | ТЛО-10 | |||||||
17 | ПС №10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-10 кВ, ф. 301 | я н | Кт - 0,2 Ктт - 10000/100 Рег. № 11094-87 | А В С | НАМИ-10 У2(5) | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,0 | 1,4 3,1 |
Счетчик | Кт - 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | |||||||
S ,2 о" II т К | А | ТПЛ-10-М | |||||||
н н | Ктт - 100/5 | В | - | ||||||
Рег. № 22192-07 | С | ТПЛ-10-М | |||||||
18 | ПС №10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-10 кВ, ф. 302 | я н | Кт - 0,2 Ктт - 10000/100 Рег. № 11094-87 | А В С | НАМИ-10 У2(5) | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,0 | 1,4 3,1 |
Счетчик | Кт - 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | |||||||
S ,2 о" II т К | А | ТПОЛ-10-3 | |||||||
н н | Ктт - 75/5 | В | - | ||||||
Рег. № 1261-08 | С | ТПОЛ-10-3 | |||||||
19 | ПС №10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 1 | я н | Кт - 0,5 Ктт - 6000/100 Рег. № 831-53 | А В С | НТМИ-6(6) | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Активная Реактивная | 0,8 1,5 | 1,6 3,2 |
Счетчик | Кт - 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
S ,2 о" II т К | А | ТПЛ-10-М | |||||||
н н | Ктт = 100/5 | В | - | ||||||
Рег. № 22192-07 | С | ТПЛ-10-М | |||||||
20 | ПС №10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 3 | X н | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 831-53 | А В С | НТМИ-6(6) | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Активная Реактивная | 0,8 1,5 | 1,6 3,2 |
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | |||||||
Кт = 0,5 | А | ТТИ-30 | |||||||
н н | Ктт = 200/5 | В | ТТИ-30 | ||||||
21 | ТП №99 Крутцы | Рег. № 28139-04 | С | ТТИ-30 | Активная | 1,0 | 3,2 | ||
10/0,4 кВ, РУ-0,4 | Счетчик | - | |||||||
кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ | Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | СЭТ-4ТМ.02.2 | Реактивная | 2,1 | 5,3 | ||||
К н II 0, 5 | А | ТПФ | |||||||
н н | Ктт = 150/5 | В | - | ||||||
Рег. № 517-50 | С | ТПФ | |||||||
22 | ПС №222 Головино 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 2 | X н | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 У3(7) | RTU-327L Рег. № 41907-09 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 2,9 4,7 |
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | A1802-RALXQ-P4GB- DW-4 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
Кт = 0,5 | А | ТПЛ-10 | |||||||
н н | Ктт = 100/5 | В | - | ||||||
Рег. № 1276-59 | С | ТПЛ-10 | |||||||
23 | ПС №222 Головино 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 3 | X н | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 У3(7) | RTU-327L Рег. № 41907-09 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 2,9 4,7 |
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | A1802-RALXQ-P4GB- DW-4 | |||||||
Кт = 0,5 | А | ТПФ | |||||||
н н | Ктт = 150/5 | В | - | ||||||
Рег. № 517-50 | С | ТПФ | |||||||
24 | ПС №222 Головино 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 1 | X н | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 У3(7) | RTU-327L Рег. № 41907-09 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 2,9 4,7 |
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | A1802-RALXQ-P4GB- DW-4 | |||||||
Кт = 0,5 | А | ТПФ | |||||||
н н | Ктт = 200/5 | В | - | ||||||
Рег. № 517-50 | С | ТПФ | |||||||
25 | ПС №236 Мележи 35/6 кВ, РУ-6 кВ, ф. 3 | X н | Кт = 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | RTU-327L Рег. № 41907-09 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 2,9 4,7 |
Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | A1802-RALXQ-P4GB- DW-4 |
Продолжение таблицы 2_
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 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от !ном cosj - 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСПД, УССВ 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
5 (1) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 1, 2.
6 (2) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 4, 5.
7 (3) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 6, 7.
8 (4) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 8, 9.
9 (5) - Указанный трансформатор напряжения подключен к двум счетчикам измерительных каналов №№ 17, 18.
10 (6) - Указанный трансформатор напряжения подключен к двум счетчикам измерительных каналов №№ 19, 20.
_11 (7) - Указанный трансформатор напряжения подключен к трем счетчикам измерительных каналов №№ 22, 23, 24._
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Количество ИК | 25 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от Uном | от 95 до 105 |
ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
коэффициент мощности | 0,9 |
частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
ток, % от 1ном для ИИК №№ 1-4, 6, 8-11, 15-20 | от 1 до 120 |
ток, % от 1ном для ИИК №№ 5, 7, 12-14, 21-25 | от 5 до 120 |
коэффициент мощности: | |
cos9 | 0,5 до 1,0 |
sin9 | от 0,5 до 0,87 |
частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | |
°С | от +5 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от +10 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков Альфа А1800: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для счетчиков СЭТ-4ТМ.02: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для RTU-325L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08) | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для RTU-327L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09) | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
1 | 2 |
для Сикон С1 (регистрационный номер в Федеральном | |
информационном фонде 15236-03) | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 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: | |
счетчики Альфа А1800: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее | 300 |
при отключении питания, лет, не менее | 30 |
счетчики СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ- | |
4ТМ.05М: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее | 113 |
при отключении питания, лет, не менее | 10 |
УСПД: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее | 45 |
при отключении питания, лет, не менее | 3,5 |
сервер: | |
хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счетчика:
параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
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 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 |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | TG145N | 3 шт. |
Трансформаторы тока | ТРГ-110 II | 3 шт. |
Трансформаторы тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 9 шт. |
Трансформаторы тока | JOF-123 | 6 шт. |
Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 3 шт. |
Трансформаторы тока | ТФНД-110-II | 3 шт. |
Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 10 шт. |
Трансформаторы тока | GS-ПС | 3 шт. |
Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 4 шт. |
Трансформаторы тока | ТПФ-10 | 2 шт. |
Трансформаторы тока | ТЛП-10-5 У2 | 2 шт. |
Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 4 шт. |
Трансформаторы тока | ТПОЛ-10-3 | 2 шт. |
Трансформаторы тока | ТТИ-30 | 3 шт. |
Трансформаторы тока | ТПФ | 6 шт. |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 18 шт. |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 9 шт. |
Трансформаторы напряжения | VEOT 123 | 3 шт. |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 6 шт. |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 2 шт. |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 3 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 4 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02.2 | 1 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 15 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03.01 | 2 шт. |
1 | 2 | 3 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М.01 | 1 шт. |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.04 | 2 шт. |
Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 6 шт. |
Устройства сбора и передачи данных | RTU-327 | 4 шт. |
Устройства сбора и передачи данных | СИКОН С1 | 2 шт. |
У стройства синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 шт. |
Сервер ПАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Владимирэнерго» | Fujitsu Siemens | 1 шт. |
Сервер ПАО «Мосэнергосбыт» | HP Proliant DL 360 G5 | 1 шт. |
Сервер базы данных ПАО «Мосэнергосбыт» | HP Proliant DL 360 G5 | 1 шт. |
Сервер ПАО «МОЭСК» | HP Proliant ML 350 G4p | 1 шт. |
Методика поверки | МП КЦСМ-143-2017 | 1 экз. |
Паспорт-формуляр | 17254302.384106.016. ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-143-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мосэнергосбыт» по границе с «Владимирэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 12.12.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр электронный ИВА-6Н-Д (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46434-11);
- мультиметр «Ресурс - ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-07);
- вольтаперфазометр ПАРМА ВАФ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-05);
- миллитесламетр портативный универсальный; ТП2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-02).
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 эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мосэнергосбыт» по границе с «Владимирэнерго»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения