|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "МОЭК Системы учета" на объектах ПАО "МОЭК" (ГТП 1) |
| Обозначение типа | |
| Производитель | АО "МОЭК Системы учета", г.Москва |
| 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 «МОЭК Системы учета» на объектах ПАО «МОЭК» (ГТП №1) (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), установленные на объектах АИИС КУЭ и вторичные измерительные цепи.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные фазные 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 по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по каналу связи поступает на второй уровень системы (сервер БД).
На верхнем – втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет–провайдера в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ с помощью устройства синхронизации времени (УСВ-2), подключенного к серверу БД по интерфейсу RS-232. Коррекция системного времени производится, не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации времени УСВ-2, подключенного к серверу. Коррекция времени счетчиков производится автоматически при расхождении с системным временем более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Наименование ПО | АльфаЦЕНТР | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 | | Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 – 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| №№ ИК | Наименование объекта учета | Состав ИК АИИС КУЭ | Вид энергии | Метрологические характеристики | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | КТС Захарьино | | 1 | ТП 22211 10 кВ,РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | ТТ | Кт = 0,5SКтт = 200/5№ 47957-11 | А | ТШП | АктивнаяРеактивная | 1,0
2,1 | 5,0
4,0 | | 2 | ТП 22211 10 кВ,РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | ТТ | Кт = 0,5S Ктт = 200/5№ 47957-11 | А | ТШП | АктивнаяРеактивная | 1,0
2,1 | 5,0
4,0 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Бусиновская НПС | | 3 | РТП 19141 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ,
яч. 8 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 200/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 4 | РТП 19141 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 11 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 200/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 5 | РТП 19141 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 6 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 200/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 6 | РТП 19141 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 13 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 200/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | Выхинская-1 НПС | | 7 | РТП 5322 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, между яч. 5 и яч. 6 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 2363-68 | А | ТПЛМ-10 | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 8 | РТП 5322 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, между яч. 17 и яч. 18 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5 № 2363-68 | А | ТПЛМ-10 | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Кузьминская НПС | | 9 | РТП 5312 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 13 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 20/5№ 29390-10 | А | ТПЛ-10с | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 10 | РТП 5312 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 20/5№ 29390-10 | А | ТПЛ-10с | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 11 | РТП 5312 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 12 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 100/5№ 29390-10 | А | ТПЛ-10с | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 12 | РТП 5312 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 7 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 50/5№ 29390-10 | А | ТПЛ-10с | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 13 | РТП 5312 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 11 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 100/5№ 29390-10 | А | ТПЛ-10с | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 14 | РТП 5312 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 8 | ТТ | Кт = 0,5Ктт =100/5 № 29390-10 | А | ТПЛ-10с | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 15 | РТП 5312 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 10 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 100/5№ 29390-10 | А | ТПЛ-10с | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 16 | РТП 5312 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 9 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 100/5№ 29390-10 | А | ТПЛ-10с | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | Южно-Измайловская НПС | | 17 | РТП 19021 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 1500/5№ 26098-03 | А | TP | АктивнаяРеактивная | 0,8
1,9 | 5,3
2,8 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 18 | РТП 19021 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 1500/5№ 26098-03 | А | TP | АктивнаяРеактивная | 0,8
1,9 | 5,3
2,8 | | Выхинская-2 НПС | | 19 | РТП 16057 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 22 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 300/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 20 | РТП 16057 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 40 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 300/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | АктивнаяРеактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Гастелло НПС | | 21 | РП 2395 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, между яч. 6 и яч. 8 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 7069-07 | А | ТОЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 22 | РП 2395 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, между яч. 15 и яч. 17 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 7069-07 | А | ТОЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | Дмитровская-2 НПС | | 23 | РП 5106 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 8 | ТТ | Кт = 0,2SКтт = 600/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | Активная
Реактивная | 0,8
1,6 | 2,2
2,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 24 | РП 5106 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 10 | ТТ | Кт = 0,2SКтт = 600/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | Активная
Реактивная | 0,8
1,6 | 2,2
2,1 | | 25 | РП 5106 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 13 | ТТ | Кт = 0,2SКтт = 600/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | Активная
Реактивная | 0,8
1,6 | 2,2
2,1 | | Карамышевская НПС | | 26 | РТП 19120 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ,яч. 13 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 200/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 27 | РТП 19120 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 8 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 200/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 28 | РТП 19120 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 11 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 200/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 29 | РТП 19120 10 кВ,РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 6 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 200/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Люблинская НПС | | 30 | РТП 5325 6 кВ, РУ-6 кВ,
1 СШ 6 кВ, яч. 22 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 300/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 31 | РТП 5325 6 кВ, РУ-6 кВ,
2 СШ 6 кВ, яч. 31 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 300/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | Марьинская НПС | | 32 | РТП 18006 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 14 | ТТ | Кт = 0,2SКтт = 300/5№ 50604-12 | А | ARM4/N3F | Активная
Реактивная | 0,8
1,6 | 2,2
2,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 33 | РТП 18006 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 9 | ТТ | Кт = 0,2SКтт = 300/5№ 50604-12 | А | ARM4/N3F | Активная
Реактивная | 0,8
1,6 | 2,2
2,1 | | 34 | РТП 18006 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 12 | ТТ | Кт = 0,2SКтт = 300/5№ 50604-12 | А | ARM4/N3F | Активная
Реактивная | 0,8
1,6 | 2,2
2,1 | | Проспект Мира-2 НПС | | 35 | РТП 5130 6 кВ, РУ-6 кВ,
1 СШ 6 кВ, яч. 46 | ТТ | Кт = 0,2SКтт = 600/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | Активная
Реактивная | 0,8
1,6 | 2,2
2,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 36 | РТП 5130 6 кВ, РУ-6 кВ,
2 СШ 6 кВ, яч. 43 | ТТ | Кт = 0,2SКтт = 600/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | Активная
Реактивная | 0,8
1,6 | 2,2
2,1 | | Медведковская НПС | | 37 | РТП 6051 6 кВ, РУ-6 кВ,
1 СШ 6 кВ, яч. 20 | ТТ | Кт = 0,2SКтт = 200/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | Активная
Реактивная | 0,8
1,6 | 2,2
2,1 | | 38 | РТП 6051 6 кВ, РУ-6 кВ,
2 СШ 6 кВ, яч. 31 | ТТ | Кт = 0,2SКтт = 200/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | Активная
Реактивная | 0,8
1,6 | 2,2
2,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Ростокинская НПС | | 39 | РП 3937 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 22 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 300/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 40 | РП 3937 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 31 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 300/5№ 27476-09 | А | ARJP2/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | Рощинская НПС | | 41 | РТП 4636 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 22 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 300/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 42 | РТП 4636 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 32 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 300/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | Сретенская НПС | | 43 | ТП 12100 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 1500/5№ 26098-03 | А | TP | Активная
Реактивная | 0,8
1,9 | 5,3
2,8 | | 44 | ТП 12100 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 1500/5№ 26098-03 | А | TP | Активная
Реактивная | 0,8
1,9 | 5,3
2,8 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | Хапиловская НПС | | 45 | РТП 5081 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 2000/5№ 1673-07 | А | ТНШЛ-0,66 | Активная
Реактивная | 0,8
1,9 | 5,3
2,8 | | 46 | РТП 5081 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 2000/5№ 1673-07 | А | ТНШЛ-0,66 | Активная
Реактивная | 0,8
1,9 | 5,3
2,8 | | Чертановская НПС | | 47 | РП 19065 10 кВ, РУ-10 кВ, с. 1 10 кВ, яч. 22 | ТТ | Кт = 0,5Ктт =300/5 № 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 48 | РП 19065 10 кВ, РУ-10 кВ, с. 2 10 кВ, яч. 39 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 300/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | Сетуньская НПС | | 49 | РП 3703 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 9 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 100/5№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 50 | РП 3703 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1 | ТТ | Кт = 0,5 Ктт = 100/5№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 51 | РП 3703 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 10 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 100/5№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 52 | РП 3703 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 11 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 40/5№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 53 | РП 3703 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 14 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 50/5№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 54 | РП 3703 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 21 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 100/5№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 55 | РП 3703 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 22 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 100/5№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 | | 56 | РП 3703 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 12 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 40/5№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | РТС Переделкино | | 57 | РП 19160 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 12 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 | | 58 | РП 19160 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 14 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 | | 59 | РП 19160 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 23 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 60 | РП 19160 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 19 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 18842-09 | А | ARM3/N2F | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 | | РТС Солнцево | | 61 | РТП 17098 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 12 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 50/5 № 1276-59 | А | ТПЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 | | 62 | РТП 17098 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 6 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 50/5№ 2363-68 | А | ТПЛМ-10 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 63 | РТП 17098 10 кВ,РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 11 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 50/5№ 2363-68 | А | ТПЛМ-10 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 | | 64 | РТП 17098 10 кВ,РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 7 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 50/5№ 1276-59 | А | ТПЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 | | 65 | РТП 17098 10 кВ,РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 10 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 50/5№ 2363-68 | А | ТПЛМ-10 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 66 | РТП 17098 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 8 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 50/5№ 2363-68 | А | ТПЛМ-10 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 | | 67 | РТП 17098 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 9 | ТТ | Кт = 0,5 Ктт = 50/5№ 1276-59 | А | ТПЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 | | РТС Пенягино | | 68 | РП 19130 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 5 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 15128-03 | А | ТОЛ 10-I | Активная
Реактивная | 1,0
2,2 | 5,6
4,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 69 | РП 19130 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 3 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 600/5№ 15128-03 | А | ТОЛ 10-I | Активная
Реактивная | 1,0
2,2 | 5,6
4,1 | | 70 | РП 19130 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 41 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 600/5№ 15128-03 | А | ТОЛ 10-I | Активная
Реактивная | 1,0
2,2 | 5,6
4,1 | | 71 | РП 19130 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 40 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 15128-03 | А | ТОЛ 10-I | Активная
Реактивная | 1,0
2,2 | 5,6
4,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | РТС Внуково | | 72 | РП РТС Внуково 10 кВ,РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 5 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 1276-59 | А | ТПЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 | | 73 | РП РТС Внуково 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 13 | ТТ | Кт = 0,5Ктт = 400/5№ 1276-59 | А | ТПЛ-10 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,7
4,1 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ на базе УСВ-2, рег. № 41681-09.
Примечания
Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 минут).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на ТТ, ТН и счетчики утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное, утвержденного типа. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Допускается замена ПО на аналогичное, с версией, не ниже указанной в описании типа. Допускается уменьшение количества ИК. Изменение наименования ИК, уменьшение количества ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности, cos(
- частота, Гц
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 | от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности, cosφ
- частота, Гц
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ
- для счетчиков
- для УСВ-2
- для сервера
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110
от 1(5) до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +35
от -40 до +55
от -10 до +50
от +10 до +30
0,5 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Электросчетчики Меркурий 230:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000
2
150000
140000 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
УСВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2
35000
70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 113
10
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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | Трансформаторы тока шинные | ТШП | 6 шт. | | Трансформаторы тока | ARJP2/N2F | 45 шт. | | Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 15 шт. | | Трансформаторы тока | ТПЛ-10с | 16 шт. | | Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 12 шт. | | Трансформаторы тока | TP | 12 шт. | | Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 4 шт. | | Трансформаторы тока | ARM3/N2F | 42 шт. | | Трансформаторы тока | ARM4/N3F | 9 шт. | | Трансформаторы тока | ТНШЛ-0,66 | 6 шт. | | Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 16 шт. | | Трансформаторы тока | ТОЛ 10-1 | 8 шт. | | Трансформаторы напряжения | VRC2/S1F | 24 шт. | | Трансформаторы напряжения | НТМК-6-48 | 8 шт. | | Трансформаторы напряжения | НОЛ-СЭЩ-10 | 12 шт. | | Трансформаторы напряжения | НОЛ-СЭЩ-6 | 8 шт. | | Трансформаторы напряжения | VRQ2N/S3 | 6 шт. | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 2 шт. | | Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 шт. | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 2 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | 2 шт. | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 48 шт. | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 6 шт. | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 8 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN | 9 шт. | | ПО | «АльфаЦЕНТР» | 1 шт. | | Сервер БД | HP Proliant ML370R05 E5335 | 1 шт. | | Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. | | Методика поверки | МП-312235-094-2020 | 1 экз. | | Формуляр | 17254302.384106.025 ФО | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП-312235-094-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «МОЭК Системы учета» на объектах ПАО «МОЭК» (ГТП №1). Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 02 марта 2020 г.
Основные средства поверки:
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
- по МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- при поверке измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
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 «МОЭК Системы учета» на объектах ПАО «МОЭК» (ГТП №1)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Акционерное общество «МОЭК Системы учета»
(АО «МОЭК Системы учета»)
ИНН 7743628060
Адрес: 125581, г. Москва, ул. Лавочкина, дом 34
Телефон: +7 (495) 730-53-12
E-mail: info@mosgorenergo.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»
(ООО «Энергокомплекс»)
ИНН 7444052356
Адрес: 455000, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Советской Армии, д. 8/1, оф.703
Телефон: +7 (351) 951-02-67
E-mail: encomplex@yandex.ru
Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
| |
