Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Красногорская электрическая сеть" 2-я очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 75229-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Красногорскэнергосбыт", г.Красногорск |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75229-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Красногорская электрическая сеть" 2-я очередь |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
АО "Красногорскэнергосбыт", г.Красногорск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 75229-19: Описание типа СИ | Скачать | 134.9 КБ | |
| 75229-19: Методика поверки МП ЭПР-157-2019 | Скачать | 12 MБ |
Описание типа
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 кВт^ч 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) «АльфаЦЕНТР». 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 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Устройство синхронизации времени |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 410 А+Б |
ТЛК-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 9143-06 Фазы: А; С |
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 Рег. № 27524-04 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
HP Proliant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
2 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 135 А+Б |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 25433-07 Фазы: А; С |
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 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
3 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 211 А+Б |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 15128-07 Фазы: А; С |
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 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
4 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 336 А+Б |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С |
3 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 Рег. № 27524-04 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
HP Proliant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
5 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 137 А+Б |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С |
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 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
6 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 420 А+Б |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С |
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 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
7 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 139 А+Б |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С |
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 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
8 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 354 А+Б |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С |
3 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 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
9 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 215 А+Б |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 15128-07 Фазы: А; С |
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 Рег. № 27524-04 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
HP Proliant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
10 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 328 А+Б |
ТЛК-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 9143-06 Фазы: А; С |
3 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 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
11 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 402 А+Б |
ТЛК-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 9143-06 Фазы: А; С |
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 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
12 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 346 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; С |
3 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 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 5,1 | |||
|
13 |
ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 219 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С |
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 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 5,1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
14 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 146 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С |
4 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
HP Proliant ML370 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 5,1 |
|
15 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 140 А+Б |
ТЛК-10 Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 42683-09 Фазы: А; С |
4 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
16 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 143 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 50/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; С |
2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 5,1 | |||
|
17 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 142 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 50/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; С |
4 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 5,1 | |||
|
18 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 145 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 45040-10 Фазы: А; С |
2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
19 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 103 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 45040-10 Фазы: А; С |
1 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
HP Proliant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
20 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 114 А+Б |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; С |
3 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
21 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 135 А+Б |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
22 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 107 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 45040-10 Фазы: А; С |
1 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
23 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-10кВ, ф. 131 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 45040-10 Фазы: А; С |
2 С.Ш.: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
24 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 28 |
ТПК-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 22944-07 Фазы: А; С |
1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
HP Proliant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
25 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 4 А+Б |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
2 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
26 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 3 А+Б |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
4 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
27 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 6 А+Б |
ТЛП-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 30709-08 Фазы: А; С |
1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 5,1 | |||
|
28 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 11 А+Б |
ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 814-53 Фазы: А; С |
1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
29 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 25 |
ТПК-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 22944-07 Фазы: А; С |
3 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
HP Proliant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
30 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 12 |
ТПК-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22944-07 Фазы: А; С |
2 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
31 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 29 |
ТПК-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 22944-07 Фазы: А; С |
3 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
32 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 15 |
ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 814-53 Фазы: А; С |
4 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
33 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 18 |
ТПК-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 22944-07 Фазы: А; С |
3 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
34 |
ПС №82 Пав-шино. РУ-6кВ, ф. 17 |
ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 814-53 Фазы: А; С |
4 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
HP Proliant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 |
|
35 |
ПС №111 Тушино, РУ-6кВ, ф. 4111 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
36 |
ПС №145 Нахабино, РУ-6кВ, ф. 24 А+Б |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
2 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | ||
|
37 |
ПС №145 Нахабино, РУ-6кВ, ф. 12 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |||
|
38 |
ПС №145 Нахабино, РУ-6кВ, ф. 10; |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 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; cos9 = 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 cosф 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 cosф 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
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
