Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Мосэнергосбыт" по границе с "Владимирэнерго" Нет данных, ГРСИ 70322-18
Номер госреестра:
70322-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Мосэнергосбыт" по границе с "Владимирэнерго"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ПАО "Мосэнергосбыт", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 016
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № trial
об
утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 21
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИСКУЭ) ПАО «Мосэнергосбыт» по границес «Владимирэнерго»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мосэнергосбыт» по границе с «Владимирэнерго» (далее -
АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи
полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в
себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения
(ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (Счетчики), вторичные
измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую
аппаратуру.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя
сервер баз данных (сервер БД), автоматизированное рабочее место, устройство синхронизации
системноговремени(СОЕВ),каналообразующуюаппаратуру,техническиесредства
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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт·ч.
Лист № 2
Всего листов 21
На ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ПС Санино 110/10 кВ, ПС № 251 Водовод 110/10 кВ,
ПС № 819 Мишеронь 110/10 кВ, ПС № 271 Аленино 110/6 кВ, ТПС Черусти 110/35/10 кВ,
ПС № 296 Горлово 35/6 кВ, ПС № 199 Дубки 35/10/6 кВ, ПС № 660 Шерна 110/35/6 кВ,
ПС № 10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ПС № 222 Головино 35/10/6 кВ, ПС №236 Мележи 35/6 кВ
установлены УСПД, которые по проводным линиям связи по каналам GSM один раз в 30 минут
опрашивают счетчики ИИК № 1-11, 13-20, 22-25, считывают параметры электросети
и 30-минутный профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для вычисления
значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены коэффициентов трансформации
установлены равными единице. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища
измерительной информации, журналов событий.
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья»- «Владимирэнерго» с периодичностью
один раз в 30 минут по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал)
опрашивает УСПД ИИК № 1-3 и считывает с них 30-минутные профили счетчиков и УСПД.
Считанные данные записываются в базу данных сервера филиала ПАО «МРСК Центра
и Приволжья»- «Владимирэнерго».
Для ИИК № 21 цифровой сигнал с выхода счетчика по линиям связи и далее через
GSM-модем поступают на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимир-
энерго». Считанные данные также записываются в базу данных сервера филиала ПАО «МРСК
Центра и Приволжья»- «Владимирэнерго».
Коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» опрашивает УСПД ИИК № 4-11, 13-20, 22-25
и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры
электросети, а также журналы событий счетчиков и УСПД. Считанные данные записываются
в базу данных сервера ПАО «МОЭСК».
Коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» опрашивает счетчик ИИК № 12 и считывает
с него 30-минутные профили мощности для канала учета, параметры электросети, а также
журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных сервера ПАО «МОЭСК».
Серверы филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго»,
ПАО «МОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку
измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации для ИИК 12 и 21),
перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение,
оформление справочных и отчетных документов. Сервером ИВК ПАО «Мосэнергосбыт» в том
числе осуществляется прием xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 из ИВК смежных АИИС
КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений.
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» и сервер
ПАО «МОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML
(макеты электронных документов 80020, 80030) и отправляет данные коммерческого учета на
сервер ПАО «Мосэнергосбыт».
Сервер ПАО «Мосэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых
от сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» и сервера
ПАО «МОЭСК» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных
(под управлением СУБД Oracle). Сервер базы данных ПАО «Мосэнергосбыт» при помощи
программного обеспечения осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных
документов и последующую передачу информации в ПАК АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС»
Московское РДУ и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал
АО «СО ЕЭС» Московское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу
связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов форматов 80020, 80030, 80040
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.
Лист № 3
Всего листов 21
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ
операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. Для обеспечения единства измерений используется единое
календарное время.
Коррекция времени сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимир-
энерго» и сервера ПАО «Мосэнергосбыт» происходит по сети Internet от NTP-сервера,
расположенного на территории ФГУП «ВНИИФТРИ». Сличение часов сервера осуществляется
не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Предел допускаемой абсолютной погрешности измерений времени серверов филиала
ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ПАО «Мосэнергосбыт» с источником
точного времени (NTP-сервер) не более ±0,2 с/сут.
В качестве устройства синхронизации времени на сервере ПАО «МОЭСК» используется
устройство УСВ-3. УСВ-3 осуществляет прием сигналов точного времени непрерывно.
Сравнение показаний часов серверов ПАО «МОЭСК» и УСВ-3 происходит с цикличностью
один раз в час. Синхронизация часов сервера ПАО «МОЭСК» и УСВ-3 осуществляется независимо
от показаний часов сервера ПАО «МОЭСК» и УСВ-3.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 1-3 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра
и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза
в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК 1-3 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра
и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД
ИИК 1-3 и филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину
не более чем ±0,3 с.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 4-11, 13-20, 22-25 и сервера ПАО «МОЭСК»
происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов
УСПД ИИК 4-11, 13-20, 22-25 и сервера ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении
показаний часов УСПД ИИК 4-11, 13-20, 22-25 и сервера ПАО «МОЭСК» на величину
не более чем ±0,3 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1-11, 13-20, 22-25 и УСПД происходит
при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов
счетчиков ИИК 1-11, 13-20, 22-25 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов
счетчиков ИИК 1-11, 13-20, 22-25 и УСПД на величину не более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 21 и сервера филиала ПАО «МРСК
Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов
счетчика ИИК № 21 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья»- «Владимирэнерго»
осуществляется при расхождении показаний часов счетчика ИИК № 21 и сервера филиала
ПАО «МРСК Центра и Приволжья»- «Владимирэнерго» на величину не более чем ±1 с.
Сравнение показаний trial счетчика ИИК № 12 и сервера ПАО «МОЭСК» происходит
один раз в сутки. Синхронизация часов счетчика ИИК № 12 и ПАО «МОЭСК» осуществляется
при расхождении показаний часов счетчика ИИК № 12 и сервера ПАО «МОЭСК» на величину
не более чем ±1 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отражают: время
(дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Лист № 4
Всего листов 21
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера» (сервер
ПАО «Мосэнергосбыт»), ПО «АльфаЦентр» (сервер ПАО «МОЭСК») и ПО «Пирамида 2000»
(сервер ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго»). 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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО
указана в таблицах 1 а - 1 в. Влияние математической обработки на результаты измерений
не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 а - Идентификационные данные ПО «Энергосфера»
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОpso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) 1.1.1.1
ПО
Цифровой идентификатор ПОCBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового MD5
идентификатора ПО
Таблица 1 б - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) 12.1.0.0
ПО
Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового MD5
идентификатора ПО
Лист № 5
Всего листов 21
3
MD5
Значение
ParseBin. ParseIEC.
dll dll
ParseMod
bus.dll
ParsePira
mida.dll
Synchro-
NSI.dll
VerifyTi-
me.dll
6f557f885b 48e73a928
737261328 3d1e66494
cd77805bd 521f63d00
1ba7b0d9f
c391d6427
1acf4055bb
2a4d3fe1f8
f48
ecf532935c
a1a3fd3215
049af1fd97
9f
530d9b012
6f7cdc23ec
d814c4eb7
ca09
1ea5429b2
61fb0e2884
f5b356a1d1
e75
Таблица 1 в - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные
признаки
Идентификационное CalcClient CalcLeaka CalcLosseMetrology
наименование ПОs.dllge.dlls.dll .dll
Номер версии
(идентификационный
номер) ПО
e55712d0b b1959ff70b d79874d10 52e28d7b6
Цифровой1b219065d e1eb17c83f fc2b156a0f 08799bb3c
идентификатор ПО63da94911 7b0f6d4a13 dc27e1ca48 cea41b548
4dae42f0acd2c83
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора ПО
Лист № 6
Всего листов 21
Метрологические и технические характеристики
Средство измерений (СИ)
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
мер
ИК
УСПД
Но-
Наименование
Вид СИ, trial точности,
Вид электро-
точки измерений коэффициент
Обоз
н
ач
е
ние,
энергии
трансформации,тип
№ Госреестра СИ
Метрологические
характеристики ИК
Границы Границы
допускаемойдопускаемой
основной относительной
относительнойпогрешности
погрешности, в рабочих
(±δ) %условиях, (±δ) %
7 8
ТТ
(
1
)
ВНАМИ-110 УХЛ1
ТН
Кт = 0,2
1
ПС Арсаки
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.04
110 кВ, ВЛ-110 кВРег. №
123456
Кт = 0,2S
А TG145N
Ктт = 600/5 В TG145N
Рег. № 30489-09
С TG145N
110/35/10 кВ, ОРУ-
Ктт = 110000/√3/100/√3
А НАМИ-110 УХЛ1
(1)
Сикон С1Активная
Бужаниново -
Рег. № 24218-08
СНАМИ-110 УХЛ1
(1)
15236-03 Реактивная
Арсаки
0,61,4
1,12,6
Лист № 7
Всего листов 21
Кт = 0,2
Ктт = 110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
2
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.04
Сикон С1
Рег. №
15236-03
Кт = 0,2
Ктт = 110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
3
ТПС Санино
110/10 кВ, ОРУ-
110 кВ, ВЛ-110 кВ
Стачка - Санино
Кт = 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М.01
Сикон С1
Рег. №
15236-03
Продолжение таблицы 2
12345678
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 600/5
Рег. № 26813-06
ТН
АТРГ-110 II*
ВТРГ-110 II*
СТРГ-110 II*
А НАМИ-110 УХЛ1
(1)
ВНАМИ-110 УХЛ1
(1)
СНАМИ-110 УХЛ1
(1)
А НАМИ-110 УХЛ1
В НАМИ-110 УХЛ1
С НАМИ-110 УХЛ1
ПС Арсаки
110/35/10 кВ, ОРУ-
110 кВ, Ремонтная
перемычка - 110 кВ
Счетчик
Активная0,61,4
Реактивная1,12,6
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 300/1
Рег. № 23256-05
ТН
А ТБМО-110 УХЛ1
В ТБМО-110 УХЛ1
С ТБМО-110 УХЛ1
А НАМИ-110 УХЛ1
В НАМИ-110 УХЛ1
С НАМИ-110 УХЛ1
А НАМИ-110 УХЛ1
В НАМИ-110 УХЛ1
С НАМИ-110 УХЛ1
Счетчик
Активная0,82,2
Реактивная1,44,1
Лист № 8
Всего листов 21
4
ПС №251 Водовод
110/10 кВ, ОРУ-
110 кВ, ВЛ-110 кВ
Водовод - Усад
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
Кт = 0,5
Ктт = 110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-58
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
6
ПС №819
Мишеронь
110/10 кВ, ОРУ-
110 кВ, ВЛ-110 кВ
Мишеронь - Ундол
с отпайками на ПС
Копнино и ПС
Собинка
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-327L
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
5
678
ТТ
ТН
3
Кт = 0,2S А
Ктт = 600/5 В
Рег. № 29311-10
С
Кт = 0,5 А
Ктт = 110000/√3/100/√3 В
Рег. № 1188-58
С
4
JOF-123
JOF-123
JOF-123
НКФ-110-57 У1
(2)
НКФ-110-57 У1
(2)
НКФ-110-57 У1
(2)
Счетчик
Активная0,81,6
Реактивная1,53,2
ТТ
Кт = 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 2793-71
ТН
А ТФЗМ-110Б-1У1
В ТФЗМ-110Б-1У1
С ТФЗМ-110Б-1У1
А НКФ-110-57 У1
(2)
В НКФ-110-57 У1
(2)
С НКФ-110-57 У1
(2)
А НКФ-110-57 У1
В НКФ-110-57 У1
С НКФ-110-57 У1
ПС №251 Водовод
5110/10 кВ, ОРУ-
110 кВ, ОВ-110 кВ
Счетчик
Активная1,12,9
Реактивная2,24,6
ТТ
ТН
Кт = 0,2S
А
Ктт = 300/5 В
Рег. № 29311-05
С
Кт
= 0,2
А
Ктт = 110000/√3/100/√3 В
Рег. № 37112-08
С
JOF-123
JOF-123
JOF-123
VEOT 123
(3)
VEOT 123
(3)
VEOT 123
(3)
Счетчик
Активная0,61,4
Реактивная1,03,1
Лист № 9
Всего листов 21
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-327L
Рег. №
41907-09
8
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-327
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12345678
ТТ
ТН
ТН
Кт = 0,5
А
Ктт = 600/5 В
Рег. № 2793-71
С
Кт = 0,2
А
Ктт = 110000/√3/100/√3 В
Рег. № 37112-08
С
Кт = 0,5
А
Ктт = 110000/√3/100/√3 В
Рег. № 14205-94
С
ТФНД-110-II
ТФНД-110-II
ТФНД-110-II
VEOT 123
(3)
VEOT 123
(3)
VEOT 123
(3)
НКФ-110-57 У1
НКФ-110-57 У1
НКФ-110-57 У1
ПС №819
Мишеронь
7 110/10 кВ, ОРУ-
110 кВ, Ремонтная
перемычка - 110 кВ
Счетчик
Активная1,12,9
Реактивная2,24,6
ТТ
ТН
Кт = 0,2S А
Ктт = 300/1 В
Рег. № 23256-11
С
Кт = 0,2 А
Ктт = 110000/√3/100/√3 В
Рег. № 24218-08
С
ТБМО-110 УХЛ1
ТБМО-110 УХЛ1
ТБМО-110 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
(4)
НАМИ-110 УХЛ1
(4)
НАМИ-110 УХЛ1
(4)
ТПС Черусти
110/35/10 кВ, ОРУ-
110 кВ, ВЛ-110 кВ
Н. Мезиново -
Черусти с отпайкой
на ТПС Ильичев
Счетчик
Активная0,61,4
Реактивная1,03,1
Лист № 10
Всего листов 21
Кт = 0,2
Ктт = 110000/√3/100/√3
Рег. № 24218-08
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-327
Рег. №
41907-09
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
Продолжение таблицы 2
12345678
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 300/1
Рег. № 23256-11
ТН
АТБМО-110 УХЛ1
ВТБМО-110 УХЛ1
СТБМО-110 УХЛ1
А НАМИ-110 УХЛ1
(4)
В НАМИ-110 УХЛ1
(4)
С НАМИ-110 УХЛ1
(4)
А НАМИ-110 УХЛ1
В НАМИ-110 УХЛ1
С НАМИ-110 УХЛ1
ТПС Черусти
9110/35/10 кВ, ОРУ-
110 кВ, ОВ-110 кВ
Счетчик
Активная0,61,4
Реактивная1,03,1
ТТ
ТН
Кт = 0,2S
Ктт = 150/5
Рег. № 25433-08
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 2611-70
АТЛО-10
ВТЛО-10
СТЛО-10
А
ВНТМИ-6-66 У3
С
ПС №271 Аленино
10 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ,
ф. 13
Счетчик
Активная0,81,6
Реактивная1,53,2
Лист № 11
Всего листов 21
11
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
12
ТП №325 Черново
6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,
Ввод ВЛ-6 кВ ф.
13, ф. 23
Кт = 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
СЭТ-4ТМ.03.01
-
13
ПС №296 Горлово
35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ,
ф. 3
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
Продолжение таблицы 2
12
ТТ
345678
Кт = 0,2S
А ТЛО-10
Ктт = 400/5 В ТЛО-10
Рег. № 25433-08
С ТЛО-10
ТН
Кт = 0,2
Ктт = 6000/100
Рег. № 11094-87
А
ВНАМИ-10
С
ПС №271 Аленино
110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ,
ф. 23
Счетчик
Активная0,61,4
Реактивная1,03,1
ТТ
Кт = 1,0
Ктт = 200/5
Рег. № 28402-09
ТН
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 2611-70
АGS-12С
ВGS-12С
СGS-12С
А
ВНТМИ-6-66 У3
С
Счетчик
Активная1,85,7
Реактивная3,99,2
ТТ
ТН
Кт = 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 1276-59
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 831-69
АТПЛ-10
В -
СТПЛ-10
А
ВНТМИ-6
С
Счетчик
Активная1,12,9
Реактивная2,24,6
Лист № 12
Всего листов 21
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
Кт = 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
RTU-325L
Рег. №
37288-08
Продолжение таблицы 2
12
ТТ
345678
Кт = 0,5
А ТПФ-10
Ктт = 150/5В-Рег.
№ 517-50
С ТПФ-10
ТН
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 2611-70
А
ВНТМИ-6-66
С
ПС №296 Горлово
14 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ,
ф. 4
Счетчик
Активная1,12,9
Реактивная2,24,6
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 100/5
Рег. № 30709-08
ТН
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 831-69
АТЛП-10-5 У2
В -
СТЛП-10-5 У2
А
ВНТМИ-6
С
ПС №199 Дубки
15 35/10/6 кВ, КРУН-6
кВ, ф. 3
Счетчик
Активная0,81,6
Реактивная1,53,2
ТТ
ТН
Кт = 0,2S
Ктт = 300/5
Рег. № 25433-08
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 2611-70
АТЛО-10
В -
СТЛО-10
А
ВНТМИ-6-66
С
ПС №660 Шерна
16 110/35/6 кВ, КРУ-6
кВ, ф. 301
Счетчик
Активная1,02,3
Реактивная1,85,7
Лист № 13
Всего листов 21
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
Продолжение таблицы 2
12
ТТ
345678
Кт = 0,2S
А ТЛО-10
Ктт = 150/5В-Рег.
№ 25433-08
С ТЛО-10
ТН
Кт = 0,2
Ктт = 10000/100
Рег. № 11094-87
А
ВНАМИ-10 У2
(5)
С
ПС №10 Красный
17Угол 35/10/6 кВ,
ЗРУ-10 кВ, ф. 301
Счетчик
Активная0,61,4
Реактивная1,03,1
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 100/5
Рег. № 22192-07
ТН
Кт = 0,2
Ктт = 10000/100
Рег. № 11094-87
АТПЛ-10-М
В -
СТПЛ-10-М
А
ВНАМИ-10 У2
(5)
С
ПС №10 Красный
18Угол 35/10/6 кВ,
ЗРУ-10 кВ, ф. 302
Счетчик
Активная0,61,4
Реактивная1,03,1
ТТ
ТН
Кт = 0,2S
Ктт = 75/5
Рег. № 1261-08
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 831-53
АТПОЛ-10-3
В -
СТПОЛ-10-3
А
ВНТМИ-6
(6)
С
ПС №10 Красный
19Угол 35/10/6 кВ,
ЗРУ-6 кВ, ф. 1
Счетчик
Активная0,81,6
Реактивная1,53,2
Лист № 14
Всего листов 21
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325L
Рег. №
37288-08
Кт = 0,5S/1,0
Рег. № 20175-01
СЭТ-4ТМ.02.2
-
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
A1802-RALXQ-P4GB-
DW-4
RTU-327L
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
ТТ
3
Кт = 0,2S
А
Ктт = 100/5 В
Рег. № 22192-07
С
45678
ТПЛ-10-М
-
ТПЛ-10-М
ТН
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 831-53
А
ВНТМИ-6
(6)
С
ПС №10 Красный
20Угол 35/10/6 кВ,
ЗРУ-6 кВ, ф. 3
Счетчик
Активная0,81,6
Реактивная1,53,2
ТТ
Кт = 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 28139-04
АТТИ-30
ВТТИ-30
СТТИ-30
ТП №99 Крутцы
2110/0,4 кВ, РУ-0,4
кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ
Счетчик
Активная1,03,2
Реактивная2,15,3
ТТ
ТН
Кт = 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 517-50
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 2611-70
АТПФ
В -
СТПФ
А
ВНТМИ-6-66 У3
(7)
С
ПС №222 Головино
22 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ,
ф. 2
Счетчик
Активная1,12,9
Реактивная2,34,7
Лист № 15
Всего листов 21
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Trial-RALXQ-P4GB-
DW-4
RTU-327L
Рег. №
41907-09
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
A1802-RALXQ-P4GB-
DW-4
RTU-327L
Рег. №
41907-09
НТМИ-6-66
Кт = 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
A1802-RALXQ-P4GB-
DW-4
RTU-327L
Рег. №
41907-09
Продолжение таблицы 2
12
ТТ
345678
Кт = 0,5
А ТПЛ-10
Ктт = 100/5В-Рег.
№ 1276-59
С ТПЛ-10
ТН
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 2611-70
А
ВНТМИ-6-66 У3
(7)
С
ПС №222 Головино
23 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ,
ф. 3
Счетчик
Активная1,12,9
Реактивная2,34,7
ТТ
Кт = 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 517-50
ТН
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
Рег. № 2611-70
АТПФ
В -
СТПФ
А
ВНТМИ-6-66 У3
(7)
С
ПС №222 Головино
24 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ,
ф. 1
Счетчик
Активная1,12,9
Реактивная2,34,7
ТТ
ТПФ
-
ТПФ
ТН
Кт = 0,5 А
Ктт = 200/5 В
Рег. № 517-50
С
Кт = 0,5 А
Ктт = 6000/100 В
Рег. № 2611-70 С
ПС №236 Мележи
2535/6 кВ, РУ-6 кВ,
ф. 3
Счетчик
Активная1,12,9
Реактивная2,34,7
Лист № 16
Всего листов 21
Продолжение таблицы 2
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 тока 2 % от I
ном
cos
j
= 0,8инд.
4
Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСПД, УССВ 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.
5
(1)
- Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 1, 2.
6
(2)
- Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 4, 5.
7
(3)
- Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 6, 7.
8
(4)
- Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 8, 9.
9
(5)
- Указанный трансформатор напряжения подключен к двум счетчикам измерительных каналов №№ 17, 18.
10
(6)
- Указанный трансформатор напряжения подключен к двум счетчикам измерительных каналов №№ 19, 20.
11
(7)
- Указанный трансформатор напряжения подключен к трем счетчикам измерительных каналов №№ 22, 23, 24.
Лист № 17
Всего листов 21
от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
0,5 до 1,0
от 0,5 до 0,87
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
120000
2
90000
2
90000
2
140000
2
140000
2
100000
2
Значение
2
25
от 95 до 105
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25
от +5 до +35
от +10 до +25
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном для ИИК №№ 1-4, 6, 8-11, 15-20
ток, % от Iном для ИИК №№ 5, 7, 12-14, 21-25
коэффициент мощности:
cosφ
sinφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,
°С
температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков Альфа А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков СЭТ-4ТМ.02:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
дляRTU-325L(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 37288-08)
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
дляRTU-327L(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 41907-09)
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
100000
2
Лист № 18
Всего листов 21
Продолжение таблицы 3
12
дляСиконС1(регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 15236-03)
среднее время наработки на отказ, ч, не менее70000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для УСВ-3:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее45000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее100000
среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации:
счетчики Альфа А1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее300
при отключении питания, лет, не менее 30
счетчикиСЭТ-4ТМ.02,СЭТ-4ТМ.03,СЭТ-4ТМ.03М,ПСЧ-
4ТМ.05М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее113
при отключении питания, лет, не менее 10
УСПД:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее 45
при отключении питания, лет, не менее 3,5
сервер:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного
питания;
резервирование каналов связи: информация орезультатахизмеренийможет
передаватьсяворганизации-участникиоптовогорынка электроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Лист № 19
Всего листов 21
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 средства измерений
ВкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянаАИИСКУЭ
и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Обозначение
2
TG145N
ТРГ-110 II
ТБМО-110 УХЛ1
JOF-123
ТФЗМ-110Б-1У1
ТФНД-110-II
ТЛО-10
GS-12С
ТПЛ-10
ТПФ-10
ТЛП-10-5 У2
ТПЛ-10-М
ТПОЛ-10-3
ТТИ-30
ТПФ
НАМИ-110 УХЛ1
НКФ-110-57 У1
VEOT 123
НТМИ-6-66
НАМИ-10
НТМИ-6
Количество
3
3 шт.
3 шт.
9 шт.
6 шт.
3 шт.
3 шт.
10 шт.
3 шт.
4 шт.
2 шт.
2 шт.
4 шт.
2 шт.
3 шт.
6 шт.
18 шт.
9 шт.
3 шт.
6 шт.
2 шт.
3 шт.
Альфа А1800
4 шт.
СЭТ-4ТМ.02.2
1 шт.
СЭТ-4ТМ.03
15 шт.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03.01
2 шт.
Лист № 20
Всего листов 21
23
ПСЧ-4ТМ.05М.01 1 шт.
СЭТ-4ТМ.03М.042 шт.
RTU-325L6 шт.
RTU-3274 шт.
СИКОН С12 шт.
УСВ-31 шт.
Fujitsu Siemens1 шт.
Продолжение таблицы 4
1
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Устройства сбора и передачи данных
Устройства сбора и передачи данных
Устройства сбора и передачи данных
Устройства синхронизации системного времени
Сервер ПАО «МРСК Центра и Приволжья»-
«Владимирэнерго»
Сервер ПАО «Мосэнергосбыт»
Сервер базы данных ПАО «Мосэнергосбыт»
Сервер ПАО «МОЭСК»
Методика поверки
Паспорт-формуляр
HP Proliant DL 360 G51 шт.
HP Proliant DL 360 G51 шт.
HP Proliant ML 350 G4p1 шт.
МП КЦСМ-143-20171 экз.
17254302.384106.016.ФО1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-143-2017 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мосэнергосбыт»
по границе с «Владимирэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному
ФБУ «Курский ЦСМ» 12.12.2017 г.
Основные средства поверки:
-
средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку
средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
27008-04);
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы
со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр электронный ИВА-6Н-Д (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 46434-11);
-
мультиметр«Ресурс-ПЭ-5»(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 33750-07);
-
вольтаперфазометр ПАРМА ВАФ-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-05);
-
миллитесламетр портативный универсальный; ТП2-2У (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 16373-02).
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 методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПАО «Мосэнергосбыт» по границе с «Владимирэнерго»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Лист № 21
Всего листов 21
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Мосэнергосбыт» (ПАО «Мосэнергосбыт»)
Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 9
ИНН 7736520080
Телефон: (495) 981-98-19
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго» (ООО «Альфа-Энерго»)
ИНН 7707798605
Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1
Телефон: (499) 917-03-54
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)
Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а
Телефон: (4712) 53-67-74
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311913 от 24.10.2016 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 62019-15 | Система измерений количества и показателей качества нефти ППСН "ЯРЕГА" | Нет данных | ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 51814-12 | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел высокого давления ДНС Ново-Молодежная ОАО "ТНК-Нижневартовск" | Нет данных | Дочернее ЗАО "Обьэнергосбережение", г.Нижневартовск | 2 года | Перейти |
| 34570-10 | Комплексы измерительные автоматического учета алкоголя | БАКУС 2006 | ООО "Завод Агрохимпродукт", пгт.Редкино | 1 год | Перейти |
| 45334-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП РНЦ "Прикладная химия" | Нет данных | ООО "ПО "Энергоресурс", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 52478-13 | Система измерительная установки гомогенизации "Hertwich" ОАО "РУСАЛ Новокузнецк" | Нет данных | ОАО "РУСАЛ Новокузнецкий Алюминиевый Завод" (РУСАЛ Новокузнецк), г.Новокузнецк | 1 год | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений