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

Развернуть полное описание