Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГлавЭнергоСбыт". Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Владимир г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГлавЭнергоСбыт"
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГлавЭнергоСбыт"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГлавЭнергоСбыт"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 8
Найдено поверителей 4

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-327L (в части передачи данных с ИИК №№ 1, 2, 5-32), RTU-325L (в части передачи данных с ИИК №№ 3, 4, 49-50), каналообразующую аппаратуру, а также устройства синхронизации системного времени (далее -УССВ) в части ИВКЭ ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал», ИВКЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино».

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплексы (ИВК) ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал», (ИВК) ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино», включающие в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных и ПО.

4-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «ГлавЭнергоСбыт», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, УССВ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

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 минут.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД RTU-325L (в части передачи данных с ИИК №№ 3, 4, 49, 50), где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на третий уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД (в части передачи данных с ИИК №№ 5-32), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний (четвертый) уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков (в части передачи данных с ИИК №№ 33-48, 51-55) поступает на верхний (четвертый) уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков (в части передачи данных с ИИК №№ 1, 2) с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, вычисляемых в программном комплексе счетчика, поступает на верхний (четвертый) уровень системы, где осуществляется хранение измерительной информации.

На третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов в ИВК ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино» и ИВК ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал» и передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов в ИВК АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт» через канал Internet.

На верхнем - четвертом уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиалы АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ в составе ИВК АИИС КУЭ ООО «Г лавЭнергоСбыт» по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭП. ИВК АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт» раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающими сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС). Погрешность часов УССВ не более ±1 с.

УССВ, установленное в составе ИВК ООО «ГлавЭнергоСбыт», обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД ООО «ГлавЭнергоСбыт». Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД RTU-327L проводится при расхождении часов УСПД RTU-327L и времени сервера БД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика (ИИК №№ 33-48, 51-55) и сервера БД более чем на ±2 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика (ИИК №№ 1, 2, 5-32) и УСПД RTU-327L более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.

УССВ, установленные в составе ИВКЭ ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал», ИВКЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино», обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД RTU-325L в составе ИВКЭ ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал», ИВКЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино». УССВ, установленные в составе ИВК ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал», ИВК ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино», обеспечивает автоматическую коррекцию часов серверов БД в составе ИВК ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал», ИВК ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино». Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика (ИИК №№ 3, 4, 49, 50) и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД и УСПД 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 ПО «АльфаЦЕНТР» версии 15.07.04, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.07.04

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

Н

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ООО «Главэнергосбыт» (АО «Ургалуголь»)

1

ПС 110/35/6 кВ «Фабрика», ОРУ 110кВ, 2.с.ш. 110 кВ, яч. 2 ИК №4

ТВГ-110 Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНГ-110 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-327L

активная

реактивная

±1,0

±2,6

±3,4

±5,7

2

ПС 110/35/6 кВ «Фабрика», ОРУ 110кВ, 1.с.ш. 110 кВ, яч. 1 ИК №3

ТВГ-110 Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНГ-110 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-327L

активная

реактивная

±1,0

±2,6

±3,4

±5,7

3

ПС 220 кВ "Ургал", ОРУ-110 кВ, 1 с.ш. 110 кВ, яч. 6 ИК №1

TG 145N Кл. т. 0,2S 250/5

СРВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3

A1802-RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

4

ПС 220 кВ "Ургал", ОРУ-110 кВ, 2 с.ш. 110 кВ, яч. 7 ИК №2

TG 145N Кл. т. 0,2S 250/5

СРВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3

A1802-RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

5

ПС 35/6 кВ «Северная», ОРУ 35кВ, 1 с.ш. 35 кВ, ВЛ 35кВ Т-307 ИК №22

ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S 300/5

ЗНОМ-35-65 У1 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ПС 35/6 кВ «Северная», ОРУ 35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ,

ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S 300/5

ЗНОМ-35-65 У1 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М

RTU-327L

активная

±0,8

±1,6

ВЛ 35 кВ Т-308 ИК №23

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±1,8

±2,8

7

ПС 35/6 кВ «Северная», ОРУ 35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ,

ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S 300/5

ЗНОМ-35-65 У1 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М

RTU-327L

активная

±0,8

±1,6

ВЛ 35 кВ Т-316 ИК №6

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±1,8

±2,8

8

ПС 35/6 кВ «Карьер», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. яч. 1 ИК №20

ТОЛ-10 У2 Кл. т. 0,5S 1500/5

ЗНОЛП-6 Кл. т. 0,5 6000/V3:100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ПС 6 кВ «ГПП-1»,

ТОЛ-10 У2

ЗНОЛП-6

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

9

ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. яч. 17 ИК №21

Кл. т. 0,5S 150/5

Кл. т. 0,5 6000/V3:100/V3

RTU-327L

реактивная

±2,6

±4,9

ПС 35/6 кВ «Чегдомын», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 25 ИК №7

ТОЛ-10 УХЛ2.1

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

10

Кл. т. 0,5 400/5

Кл. т. 0,5 6000/100

RTU-327L

реактивная

±2,6

±4,6

11

ПС 35/6 кВ «Чегдомын», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ,

ТОЛ-10 УХЛ2.1 Кл. т. 0,5 400/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03

RTU-327L Зав. № 007212

активная

±1,1

±3,0

яч. 31 ИК №8

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,6

±4,6

ПС 35/6 кВ «Чегдомын», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 28 ИК №9

ТОЛ-10 УХЛ2.1

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

12

Кл. т. 0,5 400/5

Кл. т. 0,5 6000/100

RTU-327L

реактивная

±2,6

±4,6

13

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 4 ИК №10

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 100/5

НАЛИ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

14

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 6 ИК №11

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5

НАЛИ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

15

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 10 ИК №12

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 600/5

НАЛИ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

16

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 12 ИК №13

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5

НАЛИ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

17

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3 ИК №14

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5

НАЛИ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

18

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 5 ИК №15

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5

НАЛИ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

19

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 9 ИК №16

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 100/5

НАЛИ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

20

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6,3 кВ, яч. 23 ИК №17

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5

НАЛИ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

21

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6,3 кВ, яч. 24 ИК №18

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5

НАЛИ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ПС 35/6 кВ «Чегдомын», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3 ИК №24

ТОЛ-10 УХЛ2.1

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03

активная

±1,2

±3,3

22

Кл. т. 0,5 400/5

Кл. т. 0,5 6000/100

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-327L

реактивная

±2,8

±5,3

ПС 35/6 кВ «Чегдомын», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 10 ИК №25

ТОЛ-10 УХЛ2.1

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

23

Кл. т. 0,5 200/5

Кл. т. 0,5 6000/100

RTU-327L

реактивная

±2,6

±4,6

КТП 6/0,4 кВ «Сокол»,

Т-0,66 У3

СЭТ-

активная

±0,8

±2,9

24

Ввод Т1 0,4 кВ

Кл. т. 0,5S

-

4ТМ.03М.08

RTU-327L

ИК №19

200/5

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,2

±4,7

25

ТП-32 низковольтный ввод трансформатора В1 Т-0,4 кВ ИК №26

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S

СЭТ-

4ТМ.03М.08

RTU-327L

активная

±0,8

±2,9

400/5

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,2

±4,7

26

ТП-82 низковольтный ввод трансформатора В1 Т-0,4 кВ ИК №27

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S

СЭТ-

4ТМ.03М.08

RTU-327L

активная

±0,8

±2,9

300/5

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,2

±4,7

27

ТП-53 низковольтный ввод трансформатора В1 Т-0,4 кВ ИК №28

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S

СЭТ-

4ТМ.03М.08

RTU-327L

активная

±0,8

±2,9

200/5

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,2

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

КТП Детского сада №9

низковольтный ввод

Т-0,66 У3

СЭТ-

RTU-327L

активная

±0,8

±2,9

28

трансформатора

Кл. т. 0,5S

-

4ТМ.03М.08

Зав. №

В1 Т-0,4 кВ

300/5

Кл. т. 0,2S/0,5

007212

реактивная

±2,2

±4,7

ИК №29

ПС 35/6 кВ «Ч», РУ-6 кВ,

ТОЛ-10-1

ЗНОЛ.06-6

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

29

яч. Ф-64 ИК №30

Кл. т. 0,5 200/5

Кл. т. 0,5 6000/V3:100/V3

RTU-327L

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ «Ч», РУ-6 кВ,

ТОЛ-10-1

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

30

яч. Ф-78

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

RTU-327L

ИК №31

200/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

ТП 35/6/0,4 кВ «Пихта»,

ТЛК-СТ-10

НАМИТ-10

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,3

31

РУ-6 кВ, яч. Ввод Т1 6кВ ИК №32

Кл. т. 0,5 600/5

Кл. т. 0,5 6000/100

RTU-327L

реактивная

±2,8

±5,3

ТП 35/6/0,4 кВ «Пихта»,

ТТИ-А

СЭТ-

активная

±0,8

±2,9

32

РУ-6 кВ, яч. ТСН-1 0,4 кВ

Кл. т. 0,5

-

4ТМ.03М.08

RTU-327L

ИК №33

75/5

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,2

±4,6

ООО «Главэнергосбыт» (

'АО «Приморскуголь»)

ПС 110/35/6 кВ

«Павловка 2», КРУ-6 кВ

ТПЛ-10-М

НАМИ-10

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,4

33

АО «Приморскуголь», яч. 32 ИК №12

Кл. т. 0,5S 50/5

Кл. т. 0,2 6000/100

реактивная

±2,8

±6,4

ПС 110/35/6 кВ «Павловка

2», ОРУ-35 кВ,

ТОЛ-35

ЗНОМ-35-65

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,4

34

ф. ВЛ-35 кВ Карьер-2, Отвал-3 ИК №1

Кл. т. 0,5S 300/5

Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3

реактивная

±2,8

±6,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

35

ПС 110/35/6 кВ «Павловка 2», ОРУ-35 кВ,

ТОЛ-35 Кл. т. 0,5S 150/5

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03.01

активная

±1,2

±3,4

ф. ВЛ-35 кВ Разрез-4 ИК №2

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,8

±6,4

36

ПС 110/35/6 кВ «Павловка 2», ОРУ-35 кВ,

ТОЛ-35 Кл. т. 0,5S 300/5

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03.01

активная

±1,2

±3,4

ф. ВЛ-35 кВ Разрез-2, 3 ИК №3

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,8

±6,4

37

ПС 110/35/6 кВ «Павловка 2», ОРУ-35 кВ,

ТОЛ-35 Кл. т. 0,5S 100/5

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03.01

активная

±1,2

±3,4

ф. ВЛ-35 кВ Отвал-2 ИК №4

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,8

±6,4

ПС 110/35/6 кВ

«Павловка 2», КРУ-6 кВ

ТПОЛ-10

НАМИ-10

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,3

38

АО «ДРСК», 1 с.ш. 6 кВ, яч.1, Ввод 6-Т1 ИК №5

Кл. т. 0,5 1500/5

Кл. т. 0,2 6000/100

реактивная

±2,5

±5,2

ПС 110/35/6 кВ

«Павловка 2», КРУ-6 кВ

ТПОЛ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,3

39

АО «ДРСК», 2 с.ш. 6 кВ, яч.30, Ввод 6-Т2 ИК №6

Кл. т. 0,5 1500/5

Кл. т. 0,5 6000/100

реактивная

±2,8

±5,3

ПС-1 КТПН 6/0,4 кВ,

Т-0,66 М У3

ПСЧ-

активная

±1,0

±3,3

40

КЛ 0,4 кВ

Кл. т. 0,5S

-

4ТМ.05МК.04

-

ИК №10

300/5

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,4

±5,7

ПС-8 КТПН 6/0,4 кВ,

Т-0,66 М У3

ПСЧ-

активная

±1,0

±3,3

41

Ввод 0,4-Т 1

Кл. т. 0,5S

-

4ТМ.05МК.04

-

ИК №7

400/5

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,4

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС-6 КТПН 6/0,4 кВ,

Т-0,66 У3

ПСЧ-

активная

±1,0

±3,3

42

Ввод 0,4-Т 1

Кл. т. 0,5S

-

4ТМ.05МК.04

-

ИК №8

400/5

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,4

±5,7

ПС-7 КТПН 6/0,4 кВ,

Т-0,66 У3

ПСЧ-

активная

±1,0

±3,3

43

Ввод 0,4-Т 1

Кл. т. 0,5S

-

4ТМ.05МК.04

-

ИК №9

300/5

Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная

±2,4

±5,7

ПС-5 КТП 6/0,4 кВ, Ввод

ПСЧ-

активная

±1,1

±3,2

44

0,4-Т 1

-

-

4ТМ.05МК.20

-

ИК №11

Кл. т. 1,0/2,0

реактивная

±2,4

±6,4

ООО «Главэнергосбыт» (АО «Дальтрансуголь»)

ПС 35/6 кВ «Терминал», 1

с 35 кВ, ВЛ-35 кВ

TPU 70.51

TJP7

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

45

«Ванино-Терминал №1» (Т17Ф)

ИК №1

Кл. т. 0,5 400/5

Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ «Терминал», 2

с 35 кВ, ВЛ-35 кВ

TPU 70.51

TJP7

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

46

«Ванино-Терминал №2» (Т16Ф)

ИК №2

Кл. т. 0,5 400/5

Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ «Терминал», ЗРУ-35 кВ, яч. Ввод 0,4 ТСН-1 ИК №3

Т-0,66

СЭТ-

активная

±0,8

±2,9

47

Кл. т. 0,5

-

4ТМ.03М.08

-

100/5

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,2

±4,6

48

ПС 35/6 кВ «Терминал». ЗРУ-35 кВ, яч. Ввод 0,4 ТСН-2 ИК №4

Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5

СЭТ-

4ТМ.03М.08

активная

±0,8

±2,9

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,2

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

49

ПС 220/110/35/10 кВ Ванино, ОРУ-35 кВ, 2 с 35 кВ, ячейка №12, ВЛ 35 кВ Ванино -Терминал №2 (Т16Ф)

ИК №44.14

GIF-40.5 Кл. т. 0,2S 300/5

ЗНОЛ-35 III УХЛ 1 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3

А1802-RALQ-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

50

ПС 220/110/35/10 кВ Ванино, ОРУ-35 кВ, 1 с 35 кВ, ячейка №11, ВЛ 35 кВ Ванино -Терминал №1 (Т17Ф)

ИК №44.15

GIF-40.5 Кл. т. 0,2S 300/5

ЗНОЛ-35 III УХЛ 1 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3

A1802-RALQ-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325L

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

ООО «Главэнергосбыт» (АО «Разрез Харанорский»)

51

ПС 110/35/6 кВ «Центральная», ОРУ-110 кВ, яч. Ввод Т1 110 кВ ИК №2

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл. т. 0,5 200/5

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

52

ПС 110/35/6 кВ «Центральная», ОРУ-110 кВ, яч. Ввод Т2 110 кВ ИК №1

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл. т. 0,5 200/5

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

53

ПС 110/35/6 кВ «Центральная» ОРУ-110 кВ, яч. СМВ-110 кВ ИК №3

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл. т. 0,5 200/5

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ООО «Г лавэнергосбыт» (ООО Читауголь)

54

ПС 110/35/6 кВ «Вторая», ОРУ-35 кВ, 2 С.Ш. 35 кВ, яч.5 ИК №1

ТФНД-35М Кл. т. 0,5 100/5

ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3

A1805RLQ-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

55

КРН-6 кВ, яч. Ввод 6 кВ ИК №2

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 50/5

НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 55 от 0 до плюс 40 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте 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 измерительных каналов

57

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 98 до 102

- ток, % от ^ом

от 100- до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, °С

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера БД, °С

от +10 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для счетчика СЭТ-4ТM.03M.01

165000

для счетчика A1802-RAL-Р4GB-DW-4

120000

для счетчика СЭТ-4ТM.03M

165000

для счетчика СЭТ-4ТM.03

90000

для счетчика СЭТ-4ТM.03M.08

165000

для счетчика СЭТ-4ТM.03.01

90000

для счетчика ПСЧ-4ТM.05MК.04

165000

для счетчика ПСЧ-4ТM.05MК.20

165000

для счетчика A1802-RALQ-Р4GB-DW-4

120000

для счетчика A1805-RLQ-Р4G-DW-4

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД RTU-327L

75000

для УСПД RTU-325L

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

1

2

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление

за месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет,

не менее

10

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации

состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД 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 УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД;

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

-    счетчика;

-    УСПД;

-    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 минут (функция автоматизирована);

-    сбора 30 минут (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество,

шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТВГ-110

22440-07

6

Трансформатор тока

TG 145N

30489-09

6

Трансформатор тока

ТОЛ-35

21256-03

9

Трансформатор тока

ТОЛ-10 У2

47959-11

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10 УХЛ2.1

47959-11

10

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-11

27

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

51516-12

15

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1

15128-01

4

Трансформатор тока

ТЛК-СТ-10

58720-14

2

Трансформатор тока

ТТИ-А

28139-12

3

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

22192-07

2

Трансформатор тока

ТОЛ-35

21256-03

8

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

1261-59

6

Трансформатор тока

Т-0,66 М У3

52667-13

6

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

52667-13

6

Трансформатор тока

TPU 70.51

51368-12

6

Трансформатор тока

Т-0,66

51516-12

6

Трансформатор тока

GIF-40.5

30368-05

6

Трансформатор тока

ТЛО-10

25433-11

3

Трансформатор тока

ТПЛ-10

47958-11

2

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-1У1

2793-71

9

Трансформатор тока

ТФНД-35М

3689-73

2

Трансформатор тока

ТОЛ-10

38395-08

2

Трансформатор напряжения

ЗНГ-110

41794-09

6

Трансформатор напряжения

СРВ 123

15853-06

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65 У1

912-05

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6

46738-11

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

831-53

2

Трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ-6-1

38394-08

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6

3344-08

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

16687-07

1

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

912-70

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

11094-87

1

Трансформатор напряжения

TJP7

25432-08

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-35 III УХЛ 1

21257-06

6

1

2

3

4

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

16687-07

2

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

14205-94

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35

912-54

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M.01

36697-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802-RAL-Р4GB-DW4

31857-11

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-12

21

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03

27524-04

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M.08

36697-12

8

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03.01

27524-04

8

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05MК.04

64450-16

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05MК.20

64450-16

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802-RALQ-Р4GB-DW-4

31857-06

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1805-RLQ-Р4G-DW-4

31857-11

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327L

41907-09

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325L

37288-08

2

Устройство синхронизации времени

УССВ

-

1

Программное обеспечение

ПО «АльфаЦЕНТР»

-

1

Методика поверки

МП 206.1-165-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.419 ФО

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-165-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03 августа 2017 г. Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

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

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

-    счетчиков A1802-RAL-Р4GB-DW4, A1805-RLQ-Р4G-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    счетчиков A1802-RALQ-F4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03, СЭТ-4ТM.03.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТM.03M.08, СЭТ-4ТM.03M.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.04, ПСЧ-4ТM.05MК.20 - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

-    УСПД RTU-325L, RTU-327L - по документу «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1%;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г лавЭнергоСбыт»

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

Развернуть полное описание