|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Красногорская электрическая сеть" 2-я очередь |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Красногорскэнергосбыт", г.Красногорск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 001 |
| 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 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики ИК | | 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 | | 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 |
| Продолжение таблицы 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 | | 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 | | 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 | | 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 | | 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 | | 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 | | 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 | | 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 | | 14 | ПС №82 Павшино. 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 Павшино. 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 | | 16 | ПС №82 Павшино. 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 | | 17 | ПС №82 Павшино. 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 | | 18 | ПС №82 Павшино. 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 | | 19 | ПС №82 Павшино. 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 Павшино. 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 | | 21 | ПС №82 Павшино. 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 | | 22 | ПС №82 Павшино. 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 | | 23 | ПС №82 Павшино. 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 | | 24 | ПС №82 Павшино. 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 Павшино. 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 | | 26 | ПС №82 Павшино. 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 | | 27 | ПС №82 Павшино. 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 | | 28 | ПС №82 Павшино. 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 | | 29 | ПС №82 Павшино. 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 Павшино. 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 | | 31 | ПС №82 Павшино. 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 | | 32 | ПС №82 Павшино. 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 | | 33 | ПС №82 Павшино. 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 | | 34 | ПС №82 Павшино. 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 | | 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 | | 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 | | 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 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
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 мин.
Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 12-14, 16, 17, 27 указана для тока 2 % от Iном, для остальных ИК – для тока 5 % от Iном; cos( = 0,8инд.
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 Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 12-14, 16, 17, 27
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
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 Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 12-14, 16, 17, 27
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
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 |
| Продолжение таблицы 3 | | 1 | 2 | | 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 | 45000
2
100000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113
10
45
10
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).
|
| 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 | | Устройства 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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Красногорская электрическая сеть» 2-я очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Акционерное общество «Красногорскэнергосбыт» (АО «КЭС»)
ИНН 5024037961
Адрес: 143404, Московская обл., г. Красногорск, ул. Дачная, д. 11А
Телефон: (498) 602-72-97
Web-сайт: kes-krasnogorsk.ru
E-mail: info@kes-krasnogorsk.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
| |
