| Номер в госреестре | 83132-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по ГТП ООО "РКС-энерго" "Сосновоборские горэлектросети" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Межрегиональный Центр Метрологического Обеспечения" (ООО "МЦМО"), г. Владимир |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по ГТП ООО «РКС-энерго» «Сосновоборские горэлектросети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Принцип действия основан на:
периодическом (один раз в сутки) и/или по запросу автоматическом сборе привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
периодическом (один раз в сутки) и/или по запросу автоматическом сборе данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранении результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодическом (один раз в сутки) и/или по запросу автоматическом сборе служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передаче результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечении защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностике и мониторинге функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурировании и настройке параметров АИИС КУЭ;
ведении системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ); предоставлении дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
АИИС КУЭ состоит из:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (далее-ИИК), включающие всебя измерительные трансформаторы тока (далее-ТТ), трансформаторы напряжения (далее
- ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - 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) RTU-327, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09(Рег. № 41907-09), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ПАО «Россети Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ, устройства синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Рег. № 41681-10), УСВ-3 (Рег. № 64242-16), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 32 - 44 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.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 32 - 37 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 «Россети Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ 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.
Измерительные данные с сервера ПАО «Россети 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.
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 ПАО «Россети Ленэнерго», сервера АИИС КУЭ. В качестве УСВ используются УСВ-2, УСВ-3.
Источником сигналов точного времени для сервера АИИС КУЭ является УСВ-3. Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Россети Ленэнерго» и УСВ-2 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Россети Ленэнерго» и УСВ-2.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 31 и сервера ПАО «Россети Ленэнерго» происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 1 - 31, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1 - 31 и сервера ПАО «Россети Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 31 и сервера ПАО «Россети Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 38 - 44 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 38-44, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 38 - 44 и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 38 - 44 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 32 - 37 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 32 - 37 и УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 32 - 37 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 32 - 37 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Нанесение знака поверки на средство измерения не предусмотрено.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети» и ПО «АльфаЦентр», которое используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Уровень защиты ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077 -2014.
Уровень защиты ПО «АльфаЦентр» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Сервер АИИС КУЭ | |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1 fd979f |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| 1 | 2 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Сервер ПАО «Россети Ленэнерго» | |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида-Сети» |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | BinaryPackControls.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB1 5476 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | CheckDataIntegrity. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | E021CF9C974DD7EA91219B4D4754 D5C7 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | ComIECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | BE77C5655C4F19F89A1B41263A16C E27 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | AB65EF4B617E4F786CD87B4A560F C917 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6 E373 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | DateTimeProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056 FA4D |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | S afeValue sDataUpdate. dll |
| 1 | 2 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6740D3419A3BC1A42763860BB6F C8AB |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C 6A39 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Продолжение таблица 1 | |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | SummaryCheckCRC. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EFCC55E91291DA6F8059793236443 0D5 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6E E645 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Сервер ПАО «Россети Ленэнерго» | |
| Наименование ПО | ПО «АльфаЦентр» |
| Идентификационное наименование модулей ПО: | ac_metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211 C54 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
| ИКр е S о Но | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | Сервер/ УСВ | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-2 (ПС-169) , КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.101 | ТЛО-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. №25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | Сервер ПАО «Рос-сети Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-10, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 2 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-21 | ТЛП-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 3 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-05 | ТОЛ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. №47959-16 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 4 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-17 | ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 5 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-04 | ТОЛ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. №47959-16 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 6 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-27 | ТЛП-10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-26 | ТЛП-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | Сервер ПАО «Рос-сети Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-10, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 8 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-22 | ТЛП-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 9 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-20 | ТЛП-10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 10 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-16 | ТПЛ 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-16 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 2777904 | |
| 11 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-25 | ТПЛ 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-16 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 2777904 | |
| 12 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-29 | ТЛК-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 9143-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3635507 | |
| 13 | ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-32 | ТЛК-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 9143-06 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3635507 | |
| 14 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168) , КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 168-30 | ТЛО-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 15 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168) , КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-26 | ТВК-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 8913-82 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 16 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168) , КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-24 | ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | Сервер ПАО «Рос-сети Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-10, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 17 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168 ), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 168-21 | ТВК-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 8913-82 | ЗНОЛП 10000:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23544-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 18 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168 ), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-25 | ТВК-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 8913-82 | ЗНОЛП 10000:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23544-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 19 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168 ), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-27 | ТЛО-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | ЗНОЛП 10000:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23544-07 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 20 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168 ), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 168-11 | ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ210000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-00 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 21 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168 ), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-07 | ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ210000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-00 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 22 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168 ), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 168-05 | ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-00 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 23 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 168-01 | ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ210000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-00 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 24 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-04 | ТЛП-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | Сервер ПАО «Рос-сети Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-10, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 25 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 168-08 | ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 26 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168 ), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ, ф. 168-10 | ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 27 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168 ), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 168-12 | ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | A1805 RALQ-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 28 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168 ), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 168-14 | ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN , Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 2334507 | |
| 29 | ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС-168 ), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 168-31 | ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | ЗНОЛП 10000:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23544-07 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 2334507 | |
| 30 | ТП-4013 10/0,4 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод тр-ра 0,4 кВ | Т-0,66 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13 | - | Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 4826611 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 31 | ТП-4003 10/0,4 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод тр-ра 0,4 кВ | Т-0,66 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3635507 | Сервер ПАО «Рос-сети Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-10, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 32 | ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС-503), РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-19 | ТОЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 38395-08 | НАМИТ-10, исп. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALXQ V-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 33 | ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС-503), РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-23 | ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 38395-08 | НАМИТ-10, исп. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALXQ V-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 34 | ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС-503), РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-25 | ТОЛ-10-I 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 15128-07 | НАМИТ-10, исп. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 | ЕА05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666607 | Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16, УСПД RTO-327, Рег. № 41907-09 |
| 35 | ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС-503), РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-18 | ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 38395-08 | НАМИТ-10, исп. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805 RALXQV-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
| 36 | ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС-503), РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-22 | ТОЛ-10-I 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 15128-07 | НАМИТ-10, исп. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 | ЕА05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666607 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 37 | ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС-503), РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-24 | ТОЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 38395-08 | НАМИТ-10, мод. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805 RALXQV-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16, УСПД RTO-327, Рег. № 41907-09 |
| 38 | КРУН-10 кВ В-10 1-1, КВЛ 10 кВ ф.101 | ТОЛ-НТ3 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛ(П)-НТ3 10000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 6445016 | |
| 39 | РП-8 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.12, ф. 503-18 | ТОЛ-НТ3 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 | НАМИТ, мод. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70324-18 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 | |
| 40 | РП-8 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 1, ф. 503-23 | ТОЛ-НТ3 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 | НАМИТ, мод. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70324-18 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 | сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 41 | ТП-ОС-4 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1, ф.503-19 | ТОЛ-НТ3 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛ(П)-НТ3 10000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 | |
| 42 | КРП-8 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.4, КЛ-2 10 кВ | ТОЛ-НТ3 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛ(П)-НТ3 10000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 | |
| 43 | КРП-8 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1, КЛ-1 10 кВ | ТОЛ-НТ3 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛ(П)-НТ3 10000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 44 | ТП-ОС-5 10 кВ, РУ-10 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.3, ф. 503-24 | ТОЛ-НТ3 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛ(П)-НТ3 10000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 | сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 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 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. 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 их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±5),% |
| 1-9, 14-29, 32-37 | Активная | 1,4 | 2,8 |
| Реактивная | 2,1 | 4,0 | |
| 10-13, 38-44 | Активная | 1,4 | 2,8 |
| Реактивная | 2,1 | 3,9 | |
| 30, 31 | Активная | 1,2 | 2,5 |
| Реактивная | 1,8 | 5,2 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | ||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до плюс 40 °С. | |||
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 44 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности, СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| - относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 30 до 80 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном для ИК №№ 1 - 12, 14 - 23, 25, 26, 29, 32, 34, 37, | от 1 до 120 |
| 38, 48, 51, 54 - 57, 59 - 69 | |
| - ток, % от 1ном для ИК№№ 13, 24, 27, 28, 30, 31, 33, 35, 36, 39 - | от 5 до 120 |
| 47, 49, 50, 52, 53, 58 | |
| - коэффициент мощности cosф(sinф) | от 0,5 инд. до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для счетчиков, УСПД RTU | от +5 до +35 |
| 327, УСВ-2, УСВ-3, °С | |
| - температура окружающей среды для ТТ, °С | от -45 до +50 |
| - температура окружающей среды для ТН, °С | от -45 до +50 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80 до 106,7 |
| - относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 75 до 98 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа Меркурий 234: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ЕвроАльфа: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД RTU-327: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | 45 |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 10 |
| - при отключении питания, лет, не менее | |
| для сервера УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, лет, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для серверов: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер ИВК.
наносится на титульный лист эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5-Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ - 10 У3 | 12 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 30 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТВК-10 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10-I | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ | 18 |
| Трансформатор тока | ТПЛ | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 У3 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ(П)-НТЗ | 15 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 27 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М | 5 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный статический | Меркурий 230 | 2 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный статический | Меркурий 234 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ЕвроАльфа | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МД | 6 |
| Комплекс технических средств | ПО «Пирамида 2000» | 1 |
| Комплекс технических средств | ПО «Пирамида-Сети» | 1 |
| Комплекс технических средств | ПО «АльфаЦентр» | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTO-325 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер ИВК | Сервер АИИС КУЭ | 1 |
| Сервер ИВК | Сервер ПАО «Россети Ленэнерго» | 1 |
| Методика поверки | МП | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ЭССО.411711.АИИС.314 ПФ | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительнойкоммерческого учета элек-троэнергиипо ГТП ООО «РКС-энерго» «Сосновоборские горэлектросети», аттестованном ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии по ГТП ООО «РКС-энерго» «Сосновоборские горэлектросети».
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.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
