Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Транссервисэнерго" по группе объектов № 3. Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Москва г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Транссервисэнерго" по группе объектов № 3
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Транссервисэнерго" по группе объектов № 3

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Транссервисэнерго" по группе объектов № 3

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 6
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» по группе объектов № 3 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи, полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АО «Транссервисэнерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», 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 входы соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер АО «Транссервисэнерго», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Дополнительно на сервер АО «Транссервисэнерго» в виде xml-макетов формата 80020 поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Калужской области (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 45853-10).

Передача информации от сервера АО «Транссервисэнерго» 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 для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера АО «Транссервисэнерго» с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью модуля ПО «Альфа!ЦЕНТР» (АС_Т) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 минут, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с сервером АО «Транссервисэнерго» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счетчика до сервера АО «Транссервисэнерго» реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. 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. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Птицефабрика «Кинешемская»

1

ПС «Луговая» (35/10 кВ), КРУН-10 кВ, яч. ф. № 117

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2363-68

НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

HP DL380 G7 E

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,7

2

ПС «Луговая» (35/10 кВ), КРУН-10 кВ, яч. ф. № 119

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1856-63

НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,7

ООО «ЭГГЕР Древпродукт»

3

ПС «Камешково» 110/10 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, фидер № 111

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-07

ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

HP DL380 G7 E

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ПС «Камешково» 110/10 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, фидер № 109

ТОЛ-10-I Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,3

4,2

ПС «Камешково»

ТОЛ-10

ЗНОЛ.06-10

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,7

5

110/10 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ,

Кл.т. 0,5 800/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

HP DL380 G7 E

фидер № 120

Рег. № 7069-07

Рег. № 3344-08

6

ПС «Камешково» 110/10 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ,

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5

ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,7

фидер № 122

Рег. № 7069-07

Рег. № 3344-08

ООО «Ивановский комбинат детского питания»

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-02

НАМИ-10-95

7

ПС «Ивановская-5» 35/6 кВ, РУ-6 кВ,

УХЛ2 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

1,3

3,3

фид. 610

6000/100 Рег. № 20186-05

Рег. № 36697-08

HP DL380

Реактивная

2,5

5,7

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-02

НАМИ-10-95

G7 E

8

ПС «Ивановская-5» 35/6 кВ, РУ-6 кВ,

УХЛ2 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

1,3

3,3

фид. 609

6000/100 Рег. № 20186-05

Рег. № 36697-08

Реактивная

2,5

5,7

ЗАО «Ивановоискож»

ПС «Ив-8» 35/10 кВ,

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М.12

HP DL380 G7 E

Активная

1,3

3,3

9

ЗРУ-10 кВ, 1 СШ

Кл.т. 0,5 S/1,0

10 кВ, яч. 19

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,5

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТПЛ-10-М

Кл.т. 0,5

ПС «Ив-8» 35/10 кВ,

200/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Активная

1,3

3,3

10

ЗРУ-10 кВ, 2 СШ

Кл.т. 0,5 S/1,0

10 кВ, яч. 16

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,5

5,7

11

КРУ-6 кВ, 1 СШ

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5

НТМИ-6 Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Активная

1,3

3,3

6 кВ, яч. 1

75/5 Рег. № 2363-68

6000/100 Рег. № 380-49

Реактивная

2,5

5,7

12

КРУ-6 кВ, 2 СШ

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5

НТМИ-6 Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

HP DL380 G7 E

Активная

1,3

3,3

6 кВ, яч. 10

75/5 Рег. № 1276-59

6000/100 Рег. № 380-49

Реактивная

2,5

5,7

13

КРУ-6 кВ, 2 СШ

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5

НТМИ-6 Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Активная

1,3

3,3

6 кВ, яч. 11

50/5 Рег. № 1276-59

6000/100 Рег. № 380-49

Реактивная

2,5

5,7

14

КРУ-6 кВ, 2 СШ

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5

НТМИ-6 Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Активная

1,3

3,3

6 кВ, яч. 12

50/5 Рег. № 2363-68

6000/100 Рег. № 380-49

Реактивная

2,5

5,7

ТП-2 10/0,4 кВ,

ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16

Активная

1,0

3,2

15

РУ-0,4 кВ, 2 СШ

—

Кл.т. 0,5 S/1,0

0,4 кВ, ф. 19

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,1

5,6

ТП-2 10/0,4 кВ,

ТТИ-А Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16

HP DL380 G7 E

Активная

1,0

3,2

16

РУ-0,4 кВ, 2 СШ

—

Кл.т. 0,5 S/1,0

0,4 кВ, ф. 29

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,1

5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

17

ТП-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ

ТТИ-А Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

1,0

3,2

0,4 кВ, ф. 35

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,1

5,6

18

ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ

ТТИ-А Кл.т. 0,5 500/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

1,0

3,2

0,4 кВ, ф. 12

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,1

5,6

19

ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ

ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

1,0

3,2

0,4 кВ, ф. 13

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,1

5,6

20

ТП-5 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ

ТТИ-А Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

1,0

3,2

0,4 кВ, ф. 30

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,1

5,6

21

ТП-5 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ

ТТИ-А Кл.т. 0,5 500/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

1,0

3,2

0,4 кВ, ф. 5

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,1

5,6

22

ТП-5 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ

ТТИ-А Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

1,0

3,2

0,4 кВ, ф. 6

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,1

5,6

23

ТП-5 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ

ТТИ-А Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

Активная

1,0

3,2

0,4 кВ, ф. 15

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,1

5,6

ТП-5 10/0,4 кВ,

ТТИ-А Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-4ТМ.05М.16

HP DL380 G7 E

Активная

1,0

3,2

24

РУ-0,4 кВ, 2 СШ

—

Кл.т. 0,5 S/1,0

0,4 кВ, ф. 22

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,1

5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

25

ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ф. 9

ТОП М-0,66 У3 Кл.т. 0,5

ПСЧ-

4ТМ.05МК.16

Активная

1,0

3,2

300/5 Рег. № 59924-15

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

Реактивная

2,1

5,6

26

ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ф. 10

ТОП М-0,66 У3 Кл.т. 0,5

ПСЧ-

4ТМ.05МК.16

Активная

1,0

3,2

300/5 Рег. № 59924-15

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

Реактивная

2,1

5,6

27

ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ф. 11

ТОП М-0,66 У3 Кл.т. 0,5

ПСЧ-

4ТМ.05МК.16

Активная

1,0

3,2

300/5 Рег. № 59924-15

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

Реактивная

2,1

5,6

ООО «ИК «Оптима»

ПС «Ивановская-9»

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

Активная

1,1

3,0

28

35/6 кВ, РУ-6 кВ

Кл.т. 0,2S/0,5

1 СШ, яч. № 607

Рег. № 36697-12

HP DL380

Реактивная

2,3

4,7

ПС «Ивановская-9»

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

G7 E

Активная

1,1

3,0

29

35/6 кВ, РУ-6 кВ

Кл.т. 0,2S/0,5

2 СШ, яч. № 608

Рег. № 36697-12

Реактивная

2,3

4,7

ОАО «Полиграфкомбинат детской литературы»

ПС «Механический

ТЛМ-10

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05

ПСЧ-

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,7

30

завод» 110/10/6 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ

Кл.т. 0,5 600/5

4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0

HP DL380 G7 E

10 кВ, яч. №09

Рег. № 2473-69

Рег. № 46634-11

ПС «Механический

ТЛМ-10

НАМИТ-10

ПСЧ-

Активная

1,3

3,3

31

завод» 110/10/6 кВ,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

4ТМ.05МК.00

HP DL380

РУ-10 кВ, 2 СШ

600/5

10000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

G7 E

Реактивная

2,5

5,7

10 кВ, яч. №12

Рег. № 2473-69

Рег. № 16687-07

Рег. № 46634-11

1

2

3

4

5

6

7

8

9

32

ТП-586 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S

ПСЧ-4ТМ.05М.05 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Активная

1,0

3,3

ввод 0,4 кВ трансформатора Т-1

300/5 Рег. № 52667-13

Реактивная

2,1

5,6

33

ТП-586 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S

ПСЧ-4ТМ.05М.05 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Активная

1,0

3,3

ввод 0,4 кВ трансформатора Т-2

300/5 Рег. № 52667-13

Реактивная

2,1

5,6

ООО «Брау Сервис»

34

РП-16 (ЦРП-10 кВ), РУ-10 кВ, I СШ

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-08

НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Активная

1,1

3,0

10 кВ, яч.1

Рег. № 36697-08

Реактивная

2,3

4,7

35

РП-16 (ЦРП-10 кВ), РУ-10 кВ, I СШ

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Активная

1,1

3,0

10 кВ , яч.2

Рег. № 36697-12

HP DL380

Реактивная

2,3

4,7

36

РП-16 (ЦРП-10 кВ), РУ-10 кВ, I СШ

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

G7 E

Активная

1,3

3,3

10 кВ , яч.3

Рег. № 36697-08

Реактивная

2,5

5,7

37

РП-16 (ЦРП-10 кВ), РУ-10 кВ, II СШ

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Активная

1,1

3,0

10 кВ, яч.20

Рег. № 36697-08

Реактивная

2,3

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ООО «Стора Энсо Пакаджинг ББ»

38

ПС-294 «Русиново» 110/35/10 кВ, ОРУ-35кВ, 1СкШ 35 кВ, яч.МВ-35 кВ ВЛ-35кВ «Русиново-Стора Энсо»

ТВ-35 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 32123-06

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,2 35000/100 Рег. № 19813-09

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

HP DL380 G7 E

Активная

Реактивная

1,1

2,2

3,3

5,6

ЗАО «Индустрия Сервис»

39

ПС №145 «Октябрьская» (110/10/6кВ) РУ-10кВ 1 СкШ яч. фид. 10кВ №45

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

HP DL380 G7 E

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3.3

5.3

40

ПС №145 «Октябрьская» (110/10/6кВ) РУ-10кВ 2 СкШ яч. фид. 10кВ №36

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3.3

5.3

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 4, 32, 33, 38 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном, cosj = 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Данные, поступающие из АИИС КУЭ смежных участников ОРЭ

Номер

ИК

Наименование точки измерений

Наименование АИИС КУЭ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

19

ПС «Балабаново-тяговая» 110/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СкШ 10 кВ, фидер №10

Информация об энергопотреблении в виде xml-макетов формата 80020 поступает из системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Калужской области, рег. № 45853-10

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

40

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от Uном

от 95 до 105

- ток, % от !ном

- для ИК №№ 4, 32, 33, 38

от 1 до 120

- для остальных ИК

от 5 до 120

- коэффициент мощности

0,9

- частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от Uном

от 90 до 110

- ток, % от !ном

- для ИК №№ 4, 32, 33, 38

от 1 до 120

- для остальных ИК

от 5 до 120

- коэффициент мощности cos9

0,5 до 1,0

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, °С

от 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики типов ПСЧ-4ТМ.05МК, СЭТ-4ТМ.03М

(регистрационный номер в Федеральном информационном

фонде 36697-12):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

счетчики типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М

(регистрационный номер в Федеральном информационном

фонде 36697-08):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

счетчики типа СЭТ-4ТМ.03:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

1

2

сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

5

сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика электрической энергии;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

6 шт.

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

6 шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

6 шт.

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ-10-I

2 шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

6 шт.

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

11 шт.

Трансформаторы тока проходные

ТПЛ-10-М

5 шт.

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-А

27 шт.

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-60

3 шт.

Трансформаторы тока

ТОП М-0,66 У3

9 шт.

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

4 шт.

Трансформаторы тока

Т-0,66

6 шт.

Трансформаторы тока проходные

ТПОЛ-10

2 шт.

Трансформаторы тока наружной установки

ТВ-35

3 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

3 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-10

6 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

4 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10

1 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

4 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

4 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

1 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

15 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

18 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

5 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

2 шт.

Сервер АО «Транссервисэнерго»

HP DL380 G7 E

1 шт.

Методика поверки

МП ЭПР-009-2017

1 экз.

Паспорт-формуляр

ТЛДК.411711.048.ЭД.ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-009-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» по группе объектов № 3. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 10.05.2017 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

-    по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64450-16) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46634-11) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

-    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);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» по группе объектов № 3

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание