Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Ленинградской области (ГТП Новолисино, Сосновый Бор-1)

Номер в ГРСИ РФ:	53118-13
Производитель / заявитель:	ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва

Скачать

	53118-13: Описание типа СИ	Скачать	288.6 КБ
	Свидетельство об утверждении типа СИ	Открыть	...

Нет данных о поставщике

Являетесь поставщиком? Разместите свои контакты в этом блоке! Подробнее в разделе Реклама

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Ленинградской области (ГТП Новолисино, Сосновый Бор-1) поверка на: www.ktopoverit.ru

Онлайн-сервис метрологических услуг

ЗАКАЗАТЬ ПОВЕРКУ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру	53118-13
Наименование	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Ленинградской области (ГТП Новолисино, Сосновый Бор-1)
Класс СИ	34.01.04
Год регистрации	2013
Страна-производитель	Россия
Информация о сертификате
Срок действия сертификата	..
Тип сертификата (C - серия/E - партия)	E
Дата протокола	Приказ 336 п. 22 от 02.04.2013

Производитель / Заявитель

ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва

Россия

Поверка

Методика поверки / информация о поверке	МП 1517/446-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки	4 года
Актуальность информации	22.12.2024

Поверители

Скачать

	53118-13: Описание типа СИ	Скачать	288.6 КБ
	Свидетельство об утверждении типа СИ	Открыть	...

Описание типа

Назначение Описание Программное обеспечение Технические характеристики Знак утверждения типа Комплектность Поверка Сведения о методах измерений Нормативные документы Рекомендации к применению

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Ленинградской области (ГТП Новоли-сино, Сосновый Бор-1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 2882205) (для ИИК 10 - 23 функции ИВКЭ выполняет ИВК), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» филиала ОАО «Ленэнерго» «Гатчинские электрические сети», сервер ОАО «Ленэнерго», сервер регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт», а также основной и резервный серверы баз данных (СБД) ОАО «Оборонэнергосбыт», автоматизированное рабочее место (АРМ), УССВ УСВ-1, УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

хранение 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;

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

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);

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи 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 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

На ПС ОАО «Ленэнерго» (ПС-724 «Ульяновка», ПС-725 «Новолисино», ПС-168 «Сосновый Бор-1») установлены УСПД СИКОН С70, которые один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики ИИК 1 - 9, также в них осуществляется вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты трансформации выбраны равными единице, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.

ИВК «ИКМ-Пирамида», установленный в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) филиала ОАО «Ленэнерго» «Гатчинские электрические сети», с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД СИКОН С70 и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

ИВК «ИКМ-Пирамида» производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности, и в автоматическом режиме, один раз в сутки, производит репликацию данных на сервер ОАО «Ленэнерго». Сервер ОАО «Ленэнерго» считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на сервер регионального отделения ОАО «Обо-ронэнергосбыт».

Для ИИК 10-23 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через контроллеры SDM TC65 по сети Интернет поступает на сервер регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллерами, сервер устанавливает CSD-соединение с SDM TC65 и считывает данные. Далее при помощи программного обеспечения (ПО) сервер осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на СБД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт» (основной канал) либо по электронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида» (резервный канал).

СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» в автоматическом режиме, один раз в сутки, считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.

АРМ, установленные в ЦСОИ ОАО «Оборонэнергосбыт», считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы устройств синхронизации времени УСВ-1, УСВ-2, ИВК «ИКМ-Пирамида» филиала ОАО «Ленэнерго» «Гатчинские электрические сети», сервера ОАО «Ленэнерго», сервера регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» и счетчиков. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УСВ-1, УСВ-2 входят GPS-приемники, что обеспечивает ход часов УСВ-1, УСВ-2 не более ±0,35 с/сут.

Сравнение показаний часов УСВ-2 и СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и СБД ОАО «Оборонэнергосбыт».

Сравнение показаний часов УСВ-2 и сервера регионального отделения ОАО «Оборон-энергосбыт» осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и сервера регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и сервера регионального отделения ОАО «Обо-ронэнергосбыт».

Сравнение показаний часов УСВ-1 и сервера ОАО «Ленэнерго» осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-1 и сервера ОАО «Ленэнерго» осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-1 и сервера ОАО «Ленэнерго».

Сравнение показаний часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» филиала ОАО «Ленэнерго» «Гатчинские электрические сети» осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» филиала ОАО «Ленэнерго» «Гатчинские электрические сети» осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и ИВК «ИКМ-Пирамида» филиала ОАО «Ленэнерго» «Гатчинские электрические сети».

Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-1 осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УСВ-1 осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-1 на величину более чем ± 500 мс.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 9 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 10 - 23 и сервера регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется один раз в сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера регионального отделения ОАО «Обо-ронэнергосбыт» на величину более чем ± 1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование программного обеспечения	Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)	Наименование файла	Номер версии программного обеспечения	Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
ПО «Пирамида 2000»	модуль, объединяющий драйвера счетчиков	BLD.dll	Версия 8	58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7	MD5
	драйвер кэширования ввода данных	cachect.dll		7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d
	драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ	Re- gEvSet4tm.dll		3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967
	драйвера кэширования и опроса данных контроллеров	caches 1.dll		b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb
		cacheS10.dll		6802cbdeda81 efea2b 17145ffl22efOO
		siconsl0.dll		4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45
		sicons50.dll		8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118
	драйвер работы с СОМ-портом	comrs232.dll		bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf
	драйвер работы с БД	dbd.dll		feO5715defeec25eO62 245268ea0916a
	библиотеки доступа к серверу событий	ESClient_ex.dll		27c46d43bllca3920c f2434381239d5d
	библиотеки доступа к серверу событий	filemap.dll		C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e
	библиотека проверки прав пользователя при входе	plogin.dll		40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК	Наименование объекта	Состав ИИК					Вид электроэнергии
№ ИИК	Наименование объекта	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счётчик электрической энергии	ИВКЭ	ИВК	Вид электроэнергии
1	2	3	4	5	6	7	8
1	ПС-724 "Ульяновка" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с. 6 кВ, ф.1	ТЛК-10 кл. т 0,5 Ктт =100/5 Зав. № 02425; 02450 Г осреестр № 9143-06	НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн =6000/100 Зав. № 2420 Госреестр № 38049	A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160262 Г осреестр № 31857-06	СИКОН С70 Зав. № 03906 Госреестр № 28822-05	-	активная реактивная
2	ПС-724 "Ульяновка" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с. 6 кВ, ф.2	ТЛК-10 кл. т 0,5 Ктт =100/5 Зав. № 02442 Г осреестр № 9143-06 ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт =100/5 Зав. № 01744 Г осреестр № 2473-05	НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн =6000/100 Зав. № 2420 Госреестр № 38049	A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160501 Г осреестр № 31857-06	СИКОН С70 Зав. № 03906 Госреестр № 28822-05	-	активная реактивная
3	ПС-725 "Новолисино" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с. 6 кВ, ф.1	ТПФМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 05175; 05161 Госреестр № 81453	НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн =6000/100 Зав. № 0803 Г осреестр № 18178-99	A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160172 Г осреестр № 31857-06	СИКОН С70 Зав. № 03941 Госреестр № 28822-05	-	активная реактивная
4	ПС-725 "Новолисино" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с. 6 кВ, ф.2	ТПФМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 05076; 6509 Госреестр № 81453	НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн =6000/100 Зав. № 0803 Г осреестр № 18178-99	A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160452 Г осреестр № 31857-06			активная реактивная
5	ПС-725 "Новолисино" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с. 6 кВ, ф.3	ТПФМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 04708; 04416 Госреестр № 81453	НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн =6000/100 Зав. № 273 Госреестр № 38049	A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160378 Г осреестр № 31857-06			активная реактивная
6	ПС-725 "Новолисино" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с. 6 кВ, ф.4	ТПФМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 6637; 25321 Госреестр № 81453	НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн =6000/100 Зав. № 273 Госреестр № 38049	A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 01160181 Г осреестр № 31857-06			активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7	8
7	ПС-725 "Новолисино" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с. 6 кВ, ф.5	ТПФМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 65429; 05124 Госреестр № 81453	НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн =6000/100 Зав. № 273 Госреестр № 38049	A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 01160493 Г осреестр № 31857-06	СИКОН С70 Зав. № 03941 Госреестр № 28822-05	-	активная реактивная
8	ПС-168 "Сосновый Бор-1" 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 02	ТОЛ-10-I кл. т 0,5 Ктт =400/5 Зав. № 5059; 2971 Г осреестр № 15128-03	НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн =10000/100 Зав. № 7375 Госреестр № 83169	A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 01160553 Г осреестр № 31857-06	СИКОН С70 Зав. № 03923 Госреестр № 28822-05		активная реактивная
9	ПС-168 "Сосновый Бор-1" 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 03	ТОЛ-10-I кл. т 0,5 Ктт =400/5 Зав. № 5058; 4840 Г осреестр № 15128-03	НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн =10000/100 Зав. № 1074 Госреестр № 83169	A1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01160208 Г осреестр № 31857-06	СИКОН С70 Зав. № 03923 Госреестр № 28822-05		активная реактивная
10	ТП-13-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-4	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =1500/5 Зав. № 068629; 068640;068641 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110500 Г осреестр № 46634-11	-	HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ1250FCD	активная реактивная
11	ТП-13-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-3	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =1500/5 Зав. № 068630; 068631;068610 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110066 Г осреестр № 46634-11	-		активная реактивная
12	ТП-13-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 3 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-5	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =600/5 Зав. № 283001; 283007;283013 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110179 Г осреестр № 46634-11			активная реактивная
13	ТП-13-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 4 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-6	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =600/5 Зав. № 282995; 282996;283014 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110075 Г осреестр № 46634-11			активная реактивная
14	ТП-13-4 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =2000/5 Зав. № 289707; 289708;289709 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110166 Г осреестр № 46634-11			активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7	8
15	ТП-13-4 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =2000/5 Зав. № 289719; 289720;289721 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1109111797 Г осреестр № 46634-11	-	HP ProLiant DL180G6 Зав. № CZJ1250FCD	активная реактивная
16	ВРУ-0,4 кВ "Казарма", ввод от ТП-13-5 10/0,4 кВ	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =100/5 Зав. № 118859; 118860; 118861 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110145 Г осреестр № 46634-11			активная реактивная
17	ВРУ-0,4 кВ "ДГТ-1", ввод от ТП-13-5 10/0,4 кВ	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =100/5 Зав. № 151797; 151798;151799 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110552 Г осреестр № 46634-11			активная реактивная
18	ВРУ-0,4 кВ "Камбуз", ввод-1 от ТП-13-5 10/0,4 кВ	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =200/5 Зав. № 258211; 258193; 258194 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110629 Г осреестр № 46634-11			активная реактивная
19	ВРУ-0,4 кВ "Камбуз", ввод-2 от ТП-13-5 10/0,4 кВ	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =200/5 Зав. № 258205; 258210;258212 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110410 Г осреестр № 46634-11			активная реактивная
20	ВРУ-0,4 кВ "ДГТ-2", ввод-1 от ТП-13-5 10/0,4 кВ	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =200/5 Зав. № 258190; 258204;258207 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110395 Г осреестр № 46634-11			активная реактивная
21	ВРУ-0,4 кВ "ДГТ-2", ввод-2 от ТП-13-5 10/0,4 кВ	Т-0,66 кл. т 0,5S Ктт =200/5 Зав. № 258191; 258187; 258188 Г осреестр № 17551-06	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. 1110110594 Г осреестр № 46634-11			активная реактивная
22	ВРУ-0,4 кВ "Ангар", ввод от ТП-13-5 10/0,4 кВ	-	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.24.01 кл. т 1,0/2,0 Зав. 1110110577 Г осреестр № 46634-11			активная реактивная
23	ТП-13-5 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,22 кВ Наружное освещение	-	-	СЭБ-1ТМ.02Д.02 кл. т 1,0 Зав. 0908110866 Г осреестр № 39617-09			активная

Таблица 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Номер ИИК	COSф	81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 %	85 %, I5 %— I изм< I 20 %	820 %, I 20 %— I изм< I 100 %	8100 %, I100 %— I изм— I 120 %
1 - 9 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	1,0	-	±2,2	±1,7	±1,6
	0,9	-	±2,7	±1,9	±1,7
	0,8	-	±3,2	±2,1	±1,9
	0,7	-	±3,8	±2,4	±2,1
	0,5	-	±5,7	±3,3	±2,7
10 - 21 (ТТ 0,5 S; Счетчик 0,5S)	1,0	±1,8	±1,1	±0,9	±0,9
	0,9	±2,1	±1,3	±1,0	±1,0
	0,8	±2,5	±1,6	±1,2	±1,2
	0,7	±3,1	±1,9	±1,4	±1,4
	0,5	±4,7	±2,8	±1,9	±1,9
22, 23 (Счетчик 1,0)	1,0	-	±3,0	±2,8	±2,8
	0,9	-	±3,1	±2,8	±2,8
	0,8	-	±3,2	±2,8	±2,8
	0,7	-	±3,2	±2,9	±2,9
	0,5	-	±3,4	±3,0	±3,0
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Номер ИИК	cosф	81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 %	85 %, I5 %— I изм< I 20 %	820 %, I 20 %— I изм< I 100 %	8100 %, I100 %— I изм— I 120 %
1 - 9 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	0,9	-	±7,8	±4,3	±3,3
	0,8	-	±5,2	±3,1	±2,5
	0,7	-	±4,4	±2,7	±2,3
	0,5	-	±3,5	±2,3	±2,1
10 - 21 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0)	0,9	±8,2	±4,6	±3,0	±2,8
	0,8	±5,6	±3,3	±2,3	±2,2
	0,7	±4,8	±3,0	±2,1	±2,0
	0,5	±4,0	±2,5	±1,9	±1,8
22 (Счетчик 2,0)	0,9	-	±4,8	±2,7	±2,2
	0,8	-	±4,4	±2,6	±2,2
	0,7	-	±4,3	±2,5	±2,2
	0,5	-	±4,2	±2,5	±2,2

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 8i(2)%q для соБф<1,0 нормируется от I2%.

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

• сила тока от 1ном до 1,2-Хном, cosф=0,9 инд;

• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,

• сила тока от 0,05 1ном до 1,2;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая

часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК, СЭБ-1ТМ.02Д.02 - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

• счетчик электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

• СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

• УСВ-1, УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для УСПД Тв < 2 часа;

• для сервера Тв < 1 час;

• для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• фактов параметрирования счетчика;

• фактов пропадания напряжения;

• фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• УСПД (функция автоматизирована);

• сервере (функция автоматизирована).

лист № 10

Всего листов 12 Глубина хранения информации:

• счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК, СЭБ-1ТМ.02Д.02 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания -не менее 10 лет;

• счетчики электроэнергии и Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-ИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4

Наименование	Тип	Кол.
1	2	3
Трансформатор тока	ТЛК-10	3
Трансформатор тока	ТЛМ-10	1
Трансформатор тока	ТПФМ-10	10
Трансформатор тока	ТОЛ-10-I	4
Трансформатор тока	Т-0,66	36
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	2
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	2
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	1
Счётчик	A1805RALQ-P4GB-DW-4	9
Счётчик	ПСЧ-4ТМ.05МК.16.01	12
Счётчик	ПСЧ-4ТМ.05МК.24.01	1
Счётчик	СЭБ-1ТМ.02Д.02	1
УСПД	СИКОН С70	3
Контроллер	SDM TC65	7
Контроллер	СИКОН TC65	3
Модем	Zyxel U336E	3
Модем	Zyxel U336RE	14
GSM модем	Siemens MC35i	7
GSM модем	Siemens TC65	3
GSM Модем	Cinterion MC35i	2
GSM Модем	Teleofis RX100-R	1
Коммутатор	3Com 2952-SFP Plus	2
Коммутатор	D-Link DES-1005D	2
Сервер портов RS-232	Moxa NPort 5410	1
Сервер портов RS-232	Moxa NPort 5610	1
Источник бесперебойного питания	APC Smart-UPS 1000 RM	2
Источник бесперебойного питания	APC Smart-UPS 3000 RM	2

1	2	3
Источник бесперебойного питания	Rittal DK 7857.403	1
Устройство синхронизации системного времени	УСВ-1	3
Устройство синхронизации системного времени	УСВ-2	4
Комплекс информационно-вычислительный	ИВК «ИКМ-Пирамида»	1
Сервер ОАО «Ленэнерго»	HP ProLiant ML370G5	1
Сервер регионального отделения ОАО «Оборон-энергосбыт»	HP ProLiant DL180G6	1
Сервер БД ОАО «Оборонэнергосбыт»	SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7)	1
Методика поверки	МП 1517/446-2013	1
Паспорт-формуляр	ЭССО.411711.АИИС.160 ПФ	1

Поверка

осуществляется по документу МП 1517/446-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборон-энергосбыт» по Ленинградской области (ГТП Новолисино, Сосновый Бор-1). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2013 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки, входящей в состав эксплуатационной документации, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.03.2011 г.;

- счетчиков электроэнергии Альфа A1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

- счетчиков электроэнергии СЭБ-1ТМ.02Д - по методике поверки ИЛГШ.411152.158 РЭ согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2009 г.;

- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «ВЛСТ 230.00.000 И1», утверждённому «ФГУП ВНИИМС» в 2010 г.;

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе:

- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Ленинградской области (ГТП Новолисино).

- Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0105/2012-01.00324-2011 от 05.09.2012 года.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.