| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизи-рованную 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 кВт·ч.
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» - «Владимирэнерго». 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» - «Владимирэнерго» 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.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но-мер ИК | Наименование
точки измерений | Средство измерений (СИ) | УСПД | Вид электро-энергии | Метрологические
характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Бужаниново - Арсаки | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 600/5
Рег. № 30489-09 | А | TG145N | Сикон С1
Рег. № 15236-03 | Активная
Реактивная | 0,6
1,1 | 1,4
2,6 | | Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Ремонтная перемычка - 110 кВ | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 600/5
Рег. № 26813-06 | А | ТРГ-110 II* | Сикон С1
Рег. № 15236-03 | Активная
Реактивная | 0,6
1,1 | 1,4
2,6 | | ТПС Санино 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Стачка - Санино | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 300/1
Рег. № 23256-05 | А | ТБМО-110 УХЛ1 | Сикон С1
Рег. № 15236-03 | Активная
Реактивная | 0,8
1,4 | 2,2
4,1 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | ПС №251 Водовод 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Водовод - Усад | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 600/5
Рег. № 29311-10 | А | JOF-123 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Активная
Реактивная | 0,8
1,5 | 1,6
3,2 | | ПС №251 Водовод 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ | ТТ | Кт = 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 2793-71 | А | ТФЗМ-110Б-1У1 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Активная
Реактивная | 1,1
2,2 | 2,9
4,6 | | ПС №819 Мишеронь 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Мишеронь - Ундол с отпайками на ПС Копнино и ПС Собинка | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 300/5
Рег. № 29311-05 | А | JOF-123 | RTU-327L
Рег. № 41907-09 | Активная
Реактивная | 0,6
1,0 | 1,4
3,1 | | ПС №819 Мишеронь 110/10 кВ, ОРУ-110 кВ, Ремонтная перемычка - 110 кВ | ТТ | Кт = 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 2793-71 | А | ТФНД-110-II | RTU-327L
Рег. № 41907-09 | Активная
Реактивная | 1,1
2,2 | 2,9
4,6 | | ТПС Черусти 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Н. Мезиново - Черусти с отпайкой на ТПС Ильичев | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 300/1
Рег. № 23256-11 | А | ТБМО-110 УХЛ1 | RTU-327
Рег. № 41907-09 | Активная
Реактивная | 0,6
1,0 | 1,4
3,1 | | ТПС Черусти 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 300/1
Рег. № 23256-11 | А | ТБМО-110 УХЛ1 | RTU-327
Рег. № 41907-09 | Активная
Реактивная | 0,6
1,0 | 1,4
3,1 | | ПС №271 Аленино 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 13 | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 150/5
Рег. № 25433-08 | А | ТЛО-10 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Активная
Реактивная | 0,8
1,5 | 1,6
3,2 | | ПС №271 Аленино 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 23 | ТТ | 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 | | ТП №325 Черново 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, Ввод ВЛ-6 кВ ф. 13, ф. 23 | ТТ | Кт = 1,0
Ктт = 200/5
Рег. № 28402-09 | А | GS-12С | - | Активная
Реактивная | 1,8
3,9 | 5,7
9,2 | | ПС №296 Горлово 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 3 | ТТ | 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 | | ПС №296 Горлово 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 4 | ТТ | Кт = 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 517-50 | А | ТПФ-10 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Активная
Реактивная | 1,1
2,2 | 2,9
4,6 | | ПС №199 Дубки 35/10/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. 3 | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 100/5
Рег. № 30709-08 | А | ТЛП-10-5 У2 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Активная
Реактивная | 0,8
1,5 | 1,6
3,2 | | ПС №660 Шерна 110/35/6 кВ, КРУ-6 кВ, ф. 301 | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 300/5
Рег. № 25433-08 | А | ТЛО-10 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Активная
Реактивная | 1,0
1,8 | 2,3
5,7 | | ПС №10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-10 кВ, ф. 301 | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 150/5
Рег. № 25433-08 | А | ТЛО-10 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Активная
Реактивная | 0,6
1,0 | 1,4
3,1 | | ПС №10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-10 кВ, ф. 302 | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 100/5
Рег. № 22192-07 | А | ТПЛ-10-М | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Активная
Реактивная | 0,6
1,0 | 1,4
3,1 | | ПС №10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 1 | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 75/5
Рег. № 1261-08 | А | ТПОЛ-10-3 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Активная
Реактивная | 0,8
1,5 | 1,6
3,2 | | ПС №10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 3 | ТТ | Кт = 0,2S
Ктт = 100/5
Рег. № 22192-07 | А | ТПЛ-10-М | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Активная
Реактивная | 0,8
1,5 | 1,6
3,2 | | ТП №99 Крутцы 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ | ТТ | Кт = 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 28139-04 | А | ТТИ-30 | - | Активная
Реактивная | 1,0
2,1 | 3,2
5,3 | | ПС №222 Головино 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 2 | ТТ | Кт = 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 517-50 | А | ТПФ | RTU-327L
Рег. № 41907-09 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 2,9
4,7 | | ПС №222 Головино 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 3 | ТТ | Кт = 0,5
Ктт = 100/5
Рег. № 1276-59 | А | ТПЛ-10 | RTU-327L
Рег. № 41907-09 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 2,9
4,7 | | ПС №222 Головино 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 1 | ТТ | Кт = 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 517-50 | А | ТПФ | RTU-327L
Рег. № 41907-09 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 2,9
4,7 | | ПС №236 Мележи 35/6 кВ, РУ-6 кВ, ф. 3 | ТТ | Кт = 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 517-50 | А | ТПФ | RTU-327L
Рег. № 41907-09 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 2,9
4,7 |
Продолжение таблицы 2
| Примечания
В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от Iном cos( = 0,8инд.
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.
(1) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 1, 2.
(2) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 4, 5.
(3) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 6, 7.
(4) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 8, 9.
(5) - Указанный трансформатор напряжения подключен к двум счетчикам измерительных каналов №№ 17, 18.
(6) - Указанный трансформатор напряжения подключен к двум счетчикам измерительных каналов №№ 19, 20.
(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
ток, % от Iном
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном для ИИК №№ 1-4, 6, 8-11, 15-20
ток, % от Iном для ИИК №№ 5, 7, 12-14, 21-25
коэффициент мощности:
cosφ
sinφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
0,5 до 1,0
от 0,5 до 0,87
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +5 до +35
от +10 до +25 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков Альфа А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков СЭТ-4ТМ.02:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для RTU-325L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08)
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для RTU-327L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09)
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000
2
90000
2
90000
2
140000
2
140000
2
100000
2
100000
2 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 25 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном для ИИК №№ 1-4, 6, 8-11, 15-20
ток, % от Iном для ИИК №№ 5, 7, 12-14, 21-25
коэффициент мощности:
cosφ
sinφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
0,5 до 1,0
от 0,5 до 0,87
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +5 до +35
от +10 до +25 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков Альфа А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков СЭТ-4ТМ.02:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для RTU-325L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08)
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для RTU-327L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09)
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000
2
90000
2
90000
2
140000
2
140000
2
100000
2
100000
2 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | | для Сикон С1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15236-03)
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСВ-3:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
2
45000
2
100000
1 | | Глубина хранения информации:
счетчики Альфа А1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
счетчики СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
сервер:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 300
30
113
10
45
3,5
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).
| 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-12С | 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. |
Продолжение таблицы 4
| 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. | | Устройства 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 информационно-измерительная 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.
| | Нормативные и технические 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 |
| Заявитель | Публичное акционерное общество «Мосэнергосбыт» (ПАО «Мосэнергосбыт»)
Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 9
ИНН 7736520080
Телефон: (495) 981-98-19
E-mail: info@mosenergosbyt.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)
Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а
Телефон: (4712) 53-67-74
E-mail: kcsms@sovtest.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311913 от 24.10.2016 г.
|
|
