| Номер в госреестре | 76448-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Всеволожское предприятие электрических сетей" |
| 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 «Всеволожское предприятие электрических сетей» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТИ), включающие 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-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Рег. № 28822-05), RTU-325L (Рег. № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы АО «ГТ Энерго», ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени (УСВ) УССВ 35HVS, 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 и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор, привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений в организации-участники ОРЭМ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (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.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивают счетчики электроэнергии ИК №№ 1 - 39, 42, 43 и считывают 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД ИК №№ 1 - 39, счетчики электроэнергии ИК №№ 40, 41 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 АО «ГТ Энерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД ИК №№ 42, 43 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.
Серверы ПАО «Ленэнерго» и АО «ГТ Энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов. Умножение на коэффициенты трансформации происходит автоматически в счетчиках, либо в УСПД, либо в серверах ПАО «Ленэнерго» и АО «ГТ Энерго».
Измерительные данные с серверов АО «ГТ Энерго» 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 УСВ, счетчиков, УСПД, сервера АО «ГТ Энерго», сервера ПАО «Ленэнерго», сервера АИИС КУЭ. В качестве УСВ используются УССВ-35 HVS и 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 АО «ГТ Энерго» и УССВ-35 HVS происходит один раз в секунду. Синхронизация часов сервера АО «ГТ Энерго» и УССВ-35 HVS осуществляется при расхождении показаний часов сервера АО «ГТ Энерго» и УССВ-35 HVS на величину более чем ±1 с.
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 УСПД ИК №№ 1 - 39 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к УСПД ИК №№ 1 - 39, не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИК №№ 1 - 39 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов УСПД ИК №№ 42, 43 и сервера АО «ГТ Энерго» происходит при обращении к УСПД ИК №№ 42, 43, не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИК №№ 42, 43 и сервера АО «ГТ Энерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 39, 42, 43 и УСПД происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 1 - 39, 42, 43 и УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1 - 39, 42, 43 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 39, 42, 43 и УСПД на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 40, 41 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 40, 41, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 40, 41 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 40, 41 и сервера ПАО «Ленэнерго» 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 |
| Сервер 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) | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
| 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) | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
| 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 |
| 1 | 2 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Сервер АО «ГТ Энерго» | |
| Наименование ПО | ПО «АльфаЦентр» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.04.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Уровень защиты ПО «АльфаЦентр» «средний» 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 АИИС КУЭ
| £ g | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ Лепса-ри (ПС-325), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф.325-01 | ТЛК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 9143-06 | НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ |
| 2 | ПС 110 кВ Лепса-ри (ПС-325), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф.325-16 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 2473-05 | НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16 | ||
| 3 | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.101, ф.525-101 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 кт.н. 10000V3/100V3 Рег. № 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
| 4 | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.103, ф.525-103 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 7069-79 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
| 5 | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.107, ф.525-107 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 7069-79 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.108, ф.525-108
6
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 7069-79
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.111, ф.525-
7
111
ТОЛ-10 кл.т. 0,5S кт. т. 400/5 Рег. № 7069-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.112, ф.525-
8
9
112
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.113, ф.525-
113
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.115, ф.525-
10
115
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.116, ф.525-
11
116
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт. т. 300/5 Рег. № 7069-79
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт. т. 300/5 Рег. № 7069-79
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт. т. 300/5 Рег. № 7069-02
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт. т. 200/5 Рег. № 7069-79
ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 кт.н. 10000V3/100V3 Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
5
0
-
2
2
8
8
2
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
г
е
Р
0
7
С
Н
О
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.201, ф.525-201
12
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт. т. 600/5 Рег. № 7069-79
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
С
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.203, ф.525-
13
14
203
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.204, ф.525-
204
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт. т. 600/5 Рег. № 7069-79
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт. т. 600/5 Рег. № 7069-79
НОМ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 4947-98
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.205, ф.525-
205
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт. т. 600/5 Рег. № 7069-79
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.209, ф.525-209
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 7069-79
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
16
5
о 9 72 С2 8
Н8 О 28
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.211, ф.525-211
ТОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 7069-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
г
е
Р
о
17
5
о 9 72 С2 8
Н8
О2
К№
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.213, ф.525-213
НОМ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 4947-98
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 7069-79
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
18
г
е
Р
о
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.215, ф.525-215
ТЛК кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 42683-09
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
5
о 9 72 С2 8
Н8 О 28 К№
19
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.216, ф.525-216
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 7069-79
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
г
е
Р
о
20
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.301, ф.525-301
21
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-06
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
5
о 9 72 С2 8
Н8
О2
К№
22
г
е
Р
О
23
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.312, ф.525-312
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.303, ф.525-303
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 25433-06
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-06
ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 кт.н. 10000V3/100V3 Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.313, ф.525-313
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-11
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.315, ф.525-315
25
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-06
ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 кт.н. 10000V3/100V3 Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.403, ф.525-403
26
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.407, ф.525-407
27
28
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.409, ф.525-409
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.411, ф.525-411
29
ТОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 7069-02
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-06
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-06
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 25433-06
ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 кт.н. 10000V3/100V3 Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
5
0
-
2
2
8
8
2
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
г
е
Р
0
7
С
Н
О
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
С
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
0
7
С
Н
О
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.412, ф.525-412
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 25433-06
5
0
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
(N
(N
30
е8
Р8
2
С
0
7
С
Н
О
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.413, ф.525-413
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 25433-06
5
0
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
(N
(N
31
е8
Р8
2
С
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-01
32
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-03
33
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-05
ТЛК кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 42683-09
ТЛК кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 42683-09
ТЛК кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 42683-09
НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
5
о 9 72 С2 8
Н8 О 28 К№
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11
г
е
Р
О
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-06
35
ТЛК кл.т. 0,5S кт. т. 300/5 Рег. № 42683-09
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16
5
о 9 72 С2 8
Н8
О2
36
г
е
Р
О
37
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-10
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-08
ТЛК кл.т. 0,5S кт. т. 300/5 Рег. № 42683-09
ТЛК кл.т. 0,5S кт. т. 300/5 Рег. № 42683-09
НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-53
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-12
38
ТЛК кл.т. 0,5S кт. т. 200/5 Рег. № 42683-09
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11
5
о 9 72 С2 8
Н8 О 28
39
г
е
Р
о
ПС 35 кВ Ладожское озеро (ПС-633), КРУН-10 кВ, яч.03 ф.633-03
ТПК-10 кл.т. 0,5S кт. т. 100/5 Рег. № 22944-07
НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16
ПС 35 кВ Пугаре-во (ПС-640),
40
КРУН 6 кВ, ф.640-
01
ТВК-10 кл.т. 0,5 кт. т. 400/5 Рег. № 8913-82
НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16
ПС 35 кВ Пугаре-во (ПС-640),
41
КРУН 6 кВ, ф.640-
02
ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 кт. т. 200/5 Рег. № 1856-63
НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.5А, КЛ-10 кВ
42
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.6А, КЛ-10 кВ
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1200/5 Рег. № 25433-06
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1200/5 Рег. № 25433-06
VRQ3n/S2 кл.т. 0,5 кт.н.
10000V3/100V3 Рег. № 21988-01
VRQ 3n/S2 кл.т. 0,5 кт.н.
10000V3/100V3 Рег. № 21988-01
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04
8
0-
J 00 58 22 37
£ J
RT №.г
.г
е
Р
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04
| П | родолжение таблицы 2 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
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 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся 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 доп измерении а] применения А | ускаемой относительной погрешности ИК при ктивной электроэнергии в рабочих условиях ИИС КУЭ (5), % | ||
| Il(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, 2, 39 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,3 | |
| 3 - 6, 8 - 16, 18, 20, 40 - 41 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 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 | |
| 7, 17, 19, 21 - 38,42,43 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 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 | |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной 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 | НЧ 2 0 £ 1Л 1 и з 2 Л I 0 о % ©х | I100 %£ 1 изм£ 1 120 % | ||
| 1, 2, 39 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,5 | ±4,7 | ±3,9 | ±3,9 |
| 0,8 | ±5,0 | ±4,0 | ±3,5 | ±3,5 | |
| 0,7 | ±4,4 | ±3,7 | ±3,3 | ±3,3 | |
| 0,5 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,1 | ±3,1 | |
| 3 - 6, 8 - 16, 18, 20, 40, 41 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 31819.23-2012 | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 |
| 0,8 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 | |
| 0,7 | - | ±4,7 | ±3,6 | ±3,4 | |
| 0,5 | - | ±4,0 | ±3,3 | ±3,1 | |
| 42, 43 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 | 0,9 | ±12,3 | ±4,9 | ±3,6 | ±3,2 |
| 0,8 | ±10,3 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,6 | |
| 0,7 | ±9,5 | ±3,4 | ±2,4 | ±2,4 | |
| 0,5 | ±8,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,2 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7, 17, 19, 21 - 38 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,8 | ±5,1 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 | |
| 0,7 | ±4,4 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 0,5 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,1 | ±3,1 | |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СО' шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с | ЕВ АИИС КУЭ к | ||||
| 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^ | от 98 до 102 |
| ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| коэффициент мощности cos j | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном для ИК 1, 2, 7, 17, 19, 21 - 39, 42, 43; | от 1 до 120 |
| ток, % от 1ном для ИК 3 - 6, 8 - 16, 18, 20, 40 - 41; | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности | |
| частота, Гц | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для счетчиков | от -40 до +50 |
| УСПД, УСВ, °С | от +5 до +35 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК Рег. № 46634-11: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД СИКОН С70: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 48 |
| УСПД RTU-325L: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 48 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 113,7 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД СИКОН С70, RTU-325L: | |
| суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по | |
| каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому | |
| каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Серверы: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии; пароль на УСПД;
пароли на серверах, 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.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВК-10 | 2 шт. |
| ТВЛМ-10 | 2 шт. | |
| ТЛМ-10 | 3 шт. | |
| ТЛК | 16 шт. | |
| ТЛК-10 | 2 шт. | |
| ТЛО-10 | 36 шт. | |
| ТОЛ-10 | 38 шт. | |
| ТПК-10 | 2 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | EGS | 6 шт. |
| ЗНОЛ.06 | 9 шт. | |
| НОМ-10-66 | 2 шт. | |
| НТМИ-10-66 | 1 шт. | |
| НТМИ-10 | 1 шт. | |
| НАМИ-10 | 3 шт. | |
| НТМИ-6 | 1 шт. | |
| VRQ3n/S2 | 6 шт. | |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 7 шт. |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.01 | 27 шт. | |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 7 шт. | |
| СЭТ-4ТМ.03.01 | 2 шт. | |
| УСПД | СИКОН С70 | 5 шт. |
| RTU-325L | 1 шт. | |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-35HVS | 1 шт. |
| Сервер АИИС КУЭ | - | 1 шт. |
| Сервер ПАО «Ленэнерго» | - | 1 шт. |
| Сервер АО «ГТ Энерго» | - | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-6332-500-2019 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.315.01 ПФ | 1 экз. |
осуществляется по документу РТ-МП-6332-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Всеволожское предприятие электрических сетей». Методика поверки.», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 12.09.2019 г.
Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК (Рег. № 64450-16, Рег. № 50460-18) - по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2016 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК (Рег. № 46634-11) - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
УСПД СИКОН С70 - по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
УСПД RTU-325L - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 «Всеволожское предприятие электрических сетей». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0014/2019-01.00324-2011от 26.08.2019 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
