| Номер в госреестре | 76137-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Волховские городские электрические сети", ГТП "Ивангородские городские электрические сети", ГТП &qu |
| Изготовитель | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские городские электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические сети», ГТП «Киришские городские электрические сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «ТГК-1», ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени; периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ); сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков 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 минут.
Сервер ПАО «ТГК-1» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИК №№ 1 - 6 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИК №№ 20 - 36 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИК №№ 7 - 19 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ, серверы ПАО «Ленэнерго» и ПАО «ТГК-1» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Измерительные данные с серверов ПАО «ТГК-1» и ПАО «Ленэнерго», не реже одного раза в сутки поступают или считываются на сервер АИИС КУЭ, в том числе с использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML и/или «Пирамида».
Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, сервера ПАО «ТГК-1», сервера ПАО «Ленэнерго», сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется NTP-сервер точного времени.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «ТГК-1» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера ПАО «ТГК-1» и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 6 и сервера ПАО «ТГК-1» происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 1 - 6, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1 - 6 и сервера ПАО «ТГК-1» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 6 и сервера ПАО «ТГК-1» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 20 - 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 20 - 36, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 20 - 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 20 - 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 7-19 и сервера АИИС КУЭ происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 7-19, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 7-19 и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№7-19 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Серверы АИИС КУЭ, Сервер ПАО «Ленэнерго» | |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Сервер ПАО «ТГК-1» | |
| Наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
| Таблица 2 - Состав ИК А | Э У К ИИС | ||||
| £ g | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.3 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 30709-08 | EGS кл.т. 0,5 кт.н. 10000/V3/100/V3 Рег. № 52588-13 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | Сервер ПАО «ТГК-1», сервер АИИС КУЭ |
| 2 | Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.7 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 30709-08 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 3 | Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.9 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 30709-08 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 4 | Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.10 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 30709-11 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 5 | Волховская ГЭС (ГЭС-6), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.Город-1 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1000/5 Рег. № 25433-11 | UGE 3-35 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/V3/100/V3 Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
| 6 | Волховская ГЭС (ГЭС-6), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.Город-2 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1000/5 Рег. № 25433-11 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | РП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.17 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/V3/100/V3 Рег. № 47583-11 | BINOM339iU3.57I3.5 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | Сервер АИИС КУЭ |
| 8 | РП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.20 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-11 | BINOM339iU3.57I3.5 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | ||
| 9 | РП-2 10 кВ, РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.7 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-11 | BINOM339iU3.57I3.5 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | ||
| 10 | РП-2 10 кВ, РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.6 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-11 | BINOM339iU3.57I3.5 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | ||
| 11 | КТПН 10 кВ №100, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТОП М-0,66 У3 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 59924-15 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
| 12 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.0, ф.0 | ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 58720-14 ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-08 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
| 13 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.1, ф.1 | ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S кт.т. 800/5 Рег. № 15128-03 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | Сервер АИИС КУЭ |
| 14 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.1 А, ф.1 А | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-08 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 15 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.22, ф.22 | ТЛК-СТ кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 58720-14 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 16 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.25, ф.25 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 2473-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 17 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.26, ф.26 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-08 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 18 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.27, ф.27 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-08 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | Сервер АИИС КУЭ |
| 19 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.2А, ф.2А | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-08 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 20 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.08, ф.40-06 (КФ-6) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ |
| 21 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.09, ф.40-07 (КФ-7) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 22 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.11, ф.40-09 (КФ-9) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 23 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.12, ф.40-10 (КФ-10) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 24 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.13, ф.40- 11 (КФ-11) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 25 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.14, ф.40-12 (КФ-12) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 26 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.15, ф.40-13 (КФ-13) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RAL-P4G-DW- 4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||
| 27 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.17, ф.40-15 (КФ-15) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 28 | ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.21, ф.40-19 (КФ-19) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ |
| 29 | ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.22, ф.40-20 (КФ-20) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 30 | ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.23, ф.40-21 (КФ-21) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 31 | ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.26, ф.40-28 (КФ-28) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 32 | ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.27, ф.40-29 (КФ-29) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 33 | ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.28, ф.40-30 (КФ-30) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 34 | ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.29, ф.40-31 (КФ-31) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 35 | ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.34, ф.40-33 (КФ-33) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 36 | ПС 35 кВ ЦРП Ки-риши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.35, ф.40-34 (КФ-34) | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится
совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % | |||
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | I100 %£ 1 изм£ 1 120 % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 6, 12 - 15, 17 - 36 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,6 | ±2,6 | |
| 7 - 10 ТТ - 0,5S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 11 ТТ - 0,5S; Счетчик - 0,5 S | 1,0 | ±2,3 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,7 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,1 | ±2,2 | ±2,2 | |
| 16 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,8 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±2,0 | |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,2 | ±2,6 | |
| Номер ИК | sin9 | Пределы допус измерении реак применения АИИ | каемой относительной погрешности ИК при .тивной электроэнергии в рабочих условиях С КУЭ (5), % | ||
| 1 2 £ 1Л 1 и з 2 Л I 5 % ©х | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | I100 %£ 1 изм£ 1 120 % | ||
| 1 - 4, 20 - 25, 27 - 36 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 ГОСТ 26035-83 | 0,44 | ±12,3 | ±4,9 | ±3,6 | ±3,2 |
| 0,6 | ±10,3 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,6 | |
| 0,71 | ±9,5 | ±3,4 | ±2,4 | ±2,4 | |
| 0,87 | ±8,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,2 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5, 6, 12 - 15, 17 - 19, 26 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 | 0,44 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,6 | ±5,1 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 | |
| 0,71 | ±4,4 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 0,87 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,1 | ±3,1 | |
| 7 - 10 ТТ - 0,5S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±5,8 | ±3,8 | ±2,8 | ±2,8 |
| 0,6 | ±4,2 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,2 | |
| 0,71 | ±3,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,87 | ±2,9 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 11 ТТ - 0,5S; Счетчик - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 | 0,44 | ±6,4 | ±4,7 | ±3,9 | ±3,9 |
| 0,6 | ±5,0 | ±4,0 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 0,71 | ±4,4 | ±3,7 | ±3,2 | ±3,2 | |
| 0,87 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,1 | ±3,1 | |
| 16 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 |
| 0,6 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 | |
| 0,71 | - | ±4,7 | ±3,6 | ±3,4 | |
| 0,87 | - | ±4,0 | ±3,3 | ±3,1 | |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с | |||||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от U^ ток, % от 1ном частота, Гц коэффициент мощности cos j температура окружающей среды, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uном ток, % от 1ном для ИК №№ 1 - 15, 17 - 36 ток, % от 1ном для ИК № 16 коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +5 до +35 от 75 до 98 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики A1800: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики BINOM339iU3.57I3.5: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 150000 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 113,7 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Счетчики A1800: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 172 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Счетчики BINOM339iU3.57I3.5: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 340 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Серверы: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний средств | 3,5 |
| измерений, лет, не менее |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии.
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 12 шт. |
| ТЛО-10 | 31 шт. | |
| ТОП М-0,66 У3 | 3 шт. | |
| ТЛК-СТ | 3 шт. | |
| ТОЛ-10-I | 2 шт. | |
| ТЛМ-10 | 2 шт. | |
| ТОЛ-СЭЩ-10 | 51 шт. | |
| Трансформатор напряжения | EGS | 6 шт. |
| UGE 3-35 | 6 шт. | |
| ЗНОЛП-ЭК-10 | 12 шт. | |
| НТМИ-10-66 | 2 шт. | |
| НАМИТ-10 | 2 шт. | |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 22 шт. |
| A1805RAL-P4G-DW-4 | 1 шт. | |
| BINOM339iU3.57I3.5 | 4 шт. | |
| ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 1 шт. | |
| ПСЧ-4ТМ.05М | 8 шт. | |
| Сервер АИИС КУЭ | - | 1 шт. |
| Сервер ПАО «Ленэнерго» | - | 1 шт. |
| Сервер ПАО «ТГК-1» | - | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-6085-500-2019 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.386 ПФ | 1 экз. |
осуществляется по документу РТ-МП-6085-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские городские электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические сети», ГТП «Киришские городские электрические сети». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 12.07.2019 г.
Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-06) - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-11) - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ФБУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
счетчиков BINOM339iU3.57I3.5 - по методике поверки ТЛАС.411152.002 ПМ утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» в 2015 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские городские электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические сети», ГТП «Киришские городские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0009/2019-01.00324-2011 от 20.06.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
