Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красногорская электрическая сеть" (АИИС КУЭ ОАО "КЭС"). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красногорская электрическая сеть" (АИИС КУЭ ОАО "КЭС")

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д5 от 29.07.10 п.182
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 41993
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красногорская электрическая сеть» (АИИС КУЭ ОАО «КЭС») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности в ОАО «Красногорская электрическая сеть» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации ПАК КО, филиал ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Красногорская электрическая сеть» в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «КЭС» выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-01), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-35 АИИС КУЭ ОАО «КЭС» (также входящие в состав АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» (Госреестр № 38984-08)) состоят из трех уровней:

1-ый    уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU 325, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

лист № 2 Всего листов 12

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя коммуникационный сервер (КС) ОАО «МОЭСК», сервер базы данных (СБД) ОАО «МОЭСК», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 36-38 АИИС КУЭ ОАО «КЭС» состоят из двух уровней:

1 -ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту

-    счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер базы данных (СБД) ОАО «КЭС», коммуникатор СИКОН ТС65, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 Госреестр № 28716-05, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ ОАО «КЭС» решает следующие задачи:

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

-    хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

-    передача результатов измерений ПАК КО, филиал ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Красногорская электрическая сеть» в рамках согласованного регламента;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским зимним временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

Для ИИК 1-35 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством проводных линий связи поступает в УСПД RTU-325. УСПД раз в 30 минут опрашивают счетчики и осуществляют вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1), хранение измерительной информации и журналов событий передачу результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.

Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» с периодичностью раз в сутки опрашивает УСПД и считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения передаются в СБД ОАО «МОЭСК».

СБД ОАО «МОЭСК» производит вычисление получасовых значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН на основании считанного профиля мощности. Затем в автоматическом режиме, раз в сутки, передаёт результаты измерений на СБД ОАО «КЭС» в формате электронного документа XML макета 80020, результаты записываются в базу данных.

Для ИИК 36-38 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи через GSM-модемы по сети Интернет, через коммуникатор СИКОН ТС65, поступает на СБД ОАО «КЭС». СБД ОАО «КЭС» производит вычисление получасовых значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН на основании считанного профиля мощности, запись в базу данных.

СБД ОАО «КЭС» осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт» в рамках согласованного регламента.

Описание программного обеспечения

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» (Госреестр № 38984-08), встроенное ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД и ПО СБД ОАО «КЭС». Программные средства СБД ОАО «КЭС» содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Пирамида 2000», ПО СОЕВ.

АИИС КУЭ ОАО «КЭС» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.

Для ИИК 1-35 в качестве базового прибора СОЕВ используется УССВ 16HVS (производства ООО «Эльстер Метроника»), Сервер БД ОАО «МОЭСК» синхронизирует время с подключенным к нему УССВ. Синхронизация времени сервера происходит каждый час, коррекция времени сервера со временем УССВ осуществляется независимо от расхождении со временем УССВ.

Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» синхронизирует свое время с сервером БД ОАО «МОЭСК». Синхронизация времени коммуникационного сервера происходит каждый час, корректировка времени осуществляется при расхождении времени серверов на величину более ±1 с.

лист № 4 Всего листов 12

Сличение времени УСПД со временем коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени сервера и УСПД на величину более ±1 с.

Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем УСПД на величину более ±1 с.

Для ИИК 36-38 в качестве базового прибора СОЕВ используется УСВ-1 (производства ЗАО «ИТФ «Системы и технологии»), Госреестр № 28716-05.

Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-1. Синхронизация времени сервера происходит каждый час, коррекция времени сервера с временем УСВ-1 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-1.

Сличение времени счетчиков со временем сервера происходит не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени счетчиков со временем сервера на величину более ±2,0 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «КЭС» приведен в таблице 1. Таблица 1    _ _

№ ИИК

Наименование

объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД,

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

1.

ПС №830 Красногорская, РУ-10 кВ, ф. 410 А+Б

ТЛМ-Ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 37377 Зав. № 35575 Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3879 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0105081655 Г осреестр № 27524-04

RTU325L Зав. № 004069 Г осреестр № 37288-08

S I

I §

1 « ^ О-

2.

ПС №830 Красногорская, РУ-10 кВ, ф. 135 А+Б

ТЛМ-Ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 3869 Зав. № 3837 Госреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3936 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106080842 Г осреестр № 27524-04

si

25 60 Э s

1 -

3.

ПС №830 Красногорская, РУ-10 кВ, ф. 211 А+Б

ТОЛ-Ю Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 10064 Зав. № 10007 Г осреестр № 7069-79

НТМИ-10 К л. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4110 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106080410 Госреестр № 27524-04

5 5

5 я 25 и £ s

1 -^ Си

4.

ПС №830 Красногорская, РУ-10 кВ, ф. 336 А+Б

ТЛМ-Ю Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 02209 Зав. № 02219 Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4000 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Зав. №0106082361 Госреестр № 27524-04

S5 ^ а я я CQ Я я

1 ^ ^ О-

5.

ПС №830 Красногорская, РУ-10 кВ, ф. 137 А+Б

ТЛМ-Ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 3872 Зав. № 3332 Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3936 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106080985 Госреестр № 27524-04

si

25 ffl 5 * $ “ < £

6.

ПС №830 Красногорская, РУ-10 кВ, ф. 420 А+Б

ТЛМ-Ю Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 1713 Зав. № 8495 Госреестр № 2473-05

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3879 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106080835 Госреестр № 27524-04

ii

X ев

§ 5 Ё 3

^ Си

7.

ПС №830 Красногорская, РУ-10 кВ, ф. 139 А+Б

ТЛМ-Ю Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 2301 Зав. № 2304 Г осреестр № 2473-05

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3936 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0106080838 Госреестр № 27524-04

2 я 5 и

со s

Р

^ О-

8.

ПС №830 Красногорская, РУ-10 кВ, ф. 354 А+Б

ТОЛ-Ю Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 2201 Зав. № 2084 Г осреестр № 7069-79

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4000 Госреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107080950 Госреестр № 27524-04

si

1 § н £

< 2 ^ Си

1

2

3

4

5

6

7

9.

ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 215 А+Б

ТОЛ-10 К л. т. 0,5 1000/5 Зав. № 7077 Зав. № 7080 Г осреестр № 7069-79

НТМИ-Ю Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4110 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106080422 Г осреестр № 27524-04

RTU325L Зав. № 004069 Г осреестр № 37288-08

5 ^

2 I Я в

S к

I S

<С D ^ Cl

10.

ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 328 А+Б

ТЛМ-Ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 08954 Зав. № 08832 Госреестр № 2473-05

НТМИ-Ю Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4000 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0106081840 Г осреестр № 27524-04

'S 3 2 х 5 И

a =

1 “

<* D

^ Cl

И.

ПС №830 Красногорская, РУ-10кВ, ф. 402 А+Б

ТЛМ-Ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 3420 Зав. № 3347 Г осреестр № 2473-05

НТМИ-Ю Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3879 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0107081025 Г осреестр № 27524-04

'S 3

2 X

5 и S s

I-

<С D ^ Cl

12.

ПС №830 Красногорская, РУ-10 кВ, ф. 346

ТЛМ-Ю-1УЗ Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. №

0843100000003 Зав. №

0843100000004 Г осреестр № 2473-05

НТМИ-Ю

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 4000 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106080759 Госреестр № 27524-04

'S 3 2 х § £ В * < £

13.

ПС №830 Красногорская, РУ-10 кВ, ф. 219

ТЛМ-10-1 УЗ

Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. №

0843100000005 Зав. №

0843100000006 Г осреестр № 2473-05

НТМИ-Ю Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. №4110 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0106081896 Госреестр № 27524-04

з 3 X S

s S

В *

<С D ^ О-

14.

ПС №82 Павшино, РУ-10 кВ, ф. 146

ТЛМ-10-1 УЗ Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 0843100000002 Зав. № 0843100000001 Г осреестр № 2473-05

НТМИ-Ю Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3423 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0104080167 Г осреестр № 27524-04

RTU325L Зав. № 004122 Г осреестр № 37288-08

з 5

2    х *5 со

3    s 1 §

15.

ПС №82 Павшино, РУ-10 кВ, ф. 140 А+Б

ТВЛМ-Ю Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 64164 Зав. № 64144 Г осреестр № 1856-63

НТМИ-Ю Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3423 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080932 Г осреестр № 27524-04

а |

и 1 s £

В -

< £

16.

ПС №82 Павшино, РУ-10 кВ, ф. 143

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № 35514 Зав. № 38300 Г осреестр № 7069-79

НТМИ-Ю Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1163 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0104081068 Г осреестр № 27524-04

з S 2 х 5 со

§ Е

В §

<С <и ^ CU

1

2

3

4

5

6

7

17.

ПС №82 Павшино, РУ-10 кВ, ф. 142

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № 39093 Зав. № 39098 Г осреестр № 7069-79

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3423 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104081046 Г осреестр № 27524-04

RTU 325L Зав. № 004122 Г осреестр № 37288-08

Активная

Реактивная

18.

ПС №82 Павшино, РУ-10 кВ, ф. 145

ТВЛМ-10 К л. т. 0,5 1000/5 Зав. № 29559 Зав. № 29697 Г осреестр № 1856-63

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1163 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080746 Г осреестр № 27524-04

Активная

Реактивная

19.

ПС №82 Павшино, РУ-10 кВ, ф. 103

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 11504 Зав. № 29696 Г осреестр № 1856-63

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3610 Госреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0104080959 Г осреестр № 27524-04

Активная

Реактивная

20.

ПС №82 Павшино, РУ-10 кВ, ф. 114А+Б

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 85452 Зав. № 86496 Г осреестр № 1856-63

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3533 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080913 Г осреестр № 27524-04

Активная

Реактивная

21.

ПС №82 Павшино, РУ-10 кВ, ф. 135 А+Б

ТВЛМ-10 К л. т. 0,5 1000/5 Зав. № 27440 Зав. № 23401 Г осреестр № 1856-63

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1163 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080983 Г осреестр № 27524-04

Активная

Реактивная

22.

ПС №82 Павшино, РУ-10 кВ, ф. 107

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 86473 Зав. № 86580 Г осреестр № 1856-63

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3610 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0104081072 Г осреестр № 27524-04

Активная

Реактивная

23.

ПС №82 Павшино, РУ-10 кВ, ф. 131

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. №21525 Зав. № 03541 Г осреестр № 1856-63

НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1163 Г осреестр №831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0104080845 Г осреестр № 27524-04

Активная

Реактивная

24.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 28

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 51263 Зав. №51319 Г осреестр № 2363-68

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6083 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080773 Г осреестр № 27524-04

Активная

Реактивная

25.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 4 А+Б

ТПОЛ-Ю К л. т. 0,5 1000/5 Зав. № 4509 Зав. № 4535 Г осреестр № 1261-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6121 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080786 Г осреестр № 27524-04

Активная

Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

26.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 3 А+Б

ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 8504 Зав. №8519 Госреестр № 1261-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6042 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080274 Госреестр № 27524-04

RTU325L Зав. № 004122 Г осреестр № 37288-08

Я 5

1 “ я s

Р Ё

Ё я < &

27.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 6 А+Б

ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 8503 Зав. № 8501 Госреестр № 1261-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6083 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0104080331 Госреестр № 27524-04

Я § 1 я

Я S 5 L*

Ё ^ < £

28.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 11 А+Б

ТПФМ-Ю Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 43058 Зав. № 45032 Госреестр № 814-53

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6083 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0104080731 Госреестр № 27524-04

Я §

X я я S

И 0

Ё 3 <* 1) ^ 0-

29.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 25

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 66357 Зав. № 50979 Госреестр № 2363-68

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. №4134 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0104080787 Госреестр № 27524-04

§ 1 ш g S н % § <* <D ^ 0-

30.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 12

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 78549 Зав. № 82000 Госреестр № 2363-68

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6121 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0104080204 Госреестр № 27524-04

§ 1 Я 03 и S S н

н £

* Cd <* <D ^ 0-

31.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 29

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 66363 Зав. № 66361 Госреестр № 2363-68

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4134 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080310 Госреестр № 27524-04

§ 1 я и

s Й н £

* Cd <* <D ^ 0-

32.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 15

ТПФМД-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 10812 Зав. № 10815 Г осреестр №814-53

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6042 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080831 Г осреестр № 27524-04

1 = X ш

Я S

и 0

В л < £

33.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 18

ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 3571 Зав. № 3458 Г осреестр № 1261-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4134 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080241 Г осреестр № 27524-04

я §

и S

S н

В -< £

34.

ПС №82 Павшино, РУ-6 кВ, ф. 17

ТПФ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 02576 Зав. № 02744 Г осреестр №814-53

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6042 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104080317 Г осреестр № 27524-04

Я § 5 я *5 со Э 5

и 0

В л < &

1

2

3

4

5

6

7

35.

ПС №111 Тушино, РУ-6 кВ, ф. 4111

ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 60585 Зав. № 60556 Г осреестр №814-53

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 366 Г осреестр № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0112060014 Г осреестр № 27524-04

RTU325L Зав. № 002272 Госреестр № 37288-08

Активная

Реактивная

36.

ПС №145 Нахабино, РУ-6 кВ, ф. 24 А+Б

ТПЛ-Ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 53341 Зав. № 50936 Г осреестр № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3004 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106079201 Г осреестр № 27524-04

Сервер HP Proliant DL320G6* Зав. № CZ19400488

Активная

Реактивная

37.

ПС №145 Нахабино, РУ-6 кВ, ф. 12

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 36526 Зав. № 36622 Г осреестр № 2363-68

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2735 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106071057 Г осреестр № 27524-04

Активная

Реактивная

38.

ПС №145 Нахабино, РУ-6 кВ, ф. 10

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 36558 Зав. № 36618 Г осреестр № 2363-68

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2735 Г осреестр №2611-70

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106077139 Г осреестр № 27524-04

Активная

Реактивная

* - функции ИВКЭ выполняет ИВК

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ ОАО «КЭС» приведены в таблице 2. Таблица 2    _ _

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «КЭС»

Номер канала

coscp

81(2)%, ll(2)— I изм< I 5%

§5 %,

Ь %^ I изм< I 20 %

$20 %,

I 20 %^ I изм< I 100 %

$100%,

1100%^ I изм< I 120%

1-11, 15-38 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,5Б

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

12-14 ТТ-0,2S; ТН-0,5; Сч-0,5Б

1,0

±2,0

±1,5

±1,5

±1,5

0,9

±2,0

±1,7

±1,6

±1,6

0,8

±2,1

±1,8

±1,7

±1,7

0,7

±2,3

±2,0

±1,8

±1,8

0,5

±2,7

±2,4

±2,1

±2,1

Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «КЭС»

Номер ИИК

coscp

81(2)%,

I 2 %- I изм< I 5 %

85 %,

I5 %^ I изм< I 20 %

§20 %,

I 20 %^ I изм< I 100 %

Si 00%,

1100%^ I изм< I 120%

1-11, 15-38 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0

0,9

-

±7,6

±4,2

±3,2

0,8

-

±5,0

±2,9

±2,4

0,7

-

±4,2

±2,6

±2,2

0,5

-

±3,3

±2,2

±2,0

12-14 ТТ-0,2S; ТН-0,5; Сч-1,0

0,9

±6,2

±3,7

±2,6

±2,4

0,8

±4,6

±2,9

±2,1

±2,0

0,7

±4,1

±2,7

±2,0

±1,9

0,5

±3,6

±2,4

±1,8

±1,8

Примечания:

1.    Погрешность измерений 5ц2)%р и 5i(2)%q для с os (р=1,0 нормируется от //%, а погрешность измерений 5ц2)%р и 5i(2)%q для cos(p<l,0 нормируется от 12%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «КЭС»:

•    напряжение питающей сети: напряжение (0,98... 1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2)-1ном, cos(p=0,9 инд;

•    температура окружающей среды (20±5) °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «КЭС»:

•    напряжение питающей сети (0,9 ...1,1)-Uhom, ста тока (0,05...1,2)-1ном для ИИК

1-11, 15-38, сила тока (0,01 ...1,2)- 1ном для ИИК 12-14;

•    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    УСПД от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    трансформаторы тока по ГОСТ 7746;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206: в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте ОАО «КЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «КЭС» как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ ОАО «КЭС» измерительных компонентов:

•    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

•    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

•    УСВ-1 - средне время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

•    для счетчика Тв < 2 часа;

•    для УСПД Тв < 2 часа;

•    для сервера Тв < 1 час;

•    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

•    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ ОАО «КЭС» от несанкционированного доступа:

•    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

•    панели подключения к электрическим интерфейсам счечиков защищены механическими пломбами;

•    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, АРМ;

•    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

•    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

•    фактов параметрирования счетчика;

•    фактов пропадания напряжения;

•    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

•    счетчиках (функция автоматизирована);

•    АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

•    счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

•    УСПД RTU 325L - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «КЭС». Методика поверки». МП-871 /446-201 Оутвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в октябре 2010 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-    СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;

-    RTU-325L - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

-    ИИС «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

-    УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-4);

лист № 12 Всего листов 12

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 40...+50°С, цена деления 1°С.

Межповерочный интервал - 4 года.

СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ

Измерения производятся в соответствии с документом «Методика (методы) выполнения измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красногорская электрическая сеть» (АИИС КУЭ ОАО «КЭС»).

Нормативные документы

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

2    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

4    ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6    ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5 S).

7    ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

Развернуть полное описание