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 электрически
| Номер в ГРСИ РФ: | 76137-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76137-19 |
| Наименование | 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 электрически |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 386 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 76137-19: Описание типа СИ | Скачать | 117.2 КБ | |
| 76137-19: Методика поверки РТ-МП-6085-500-2019 | Скачать | 6.3 MБ |
Описание типа
Назначение
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.
Описание
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.
Программное обеспечение
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) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
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) |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
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/^3/100/^3 Рег. № 52588-13 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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/^3/100/^3 Рег. № 25475-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/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/^3/100/^3 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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/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 Кириши (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. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ |
|
29 |
ПС 35 кВ ЦРП Кириши (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. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
|
30 |
ПС 35 кВ ЦРП Кириши (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. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
|
31 |
ПС 35 кВ ЦРП Кириши (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. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
|
32 |
ПС 35 кВ ЦРП Кириши (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. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
|
33 |
ПС 35 кВ ЦРП Кириши (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. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
|
34 |
ПС 35 кВ ЦРП Кириши (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. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
|
35 |
ПС 35 кВ ЦРП Кириши (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. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
|
36 |
ПС 35 кВ ЦРП Кириши (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 |
|
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 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 |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 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 |
simp |
Пределы допус измерении реак применения АИИ |
каемой относительной погрешности ИК при .тивной электроэнергии в рабочих условиях С КУЭ (5), % | ||
|
I 2 %— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 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 ином ток, % от 1ном частота, Гц коэффициент мощности cos ф 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 ином 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 среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики BINOM339iU3.57I3.5: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 2 140000 2 150000 |
|
Глубина хранения информации Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее Счетчики A1800: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее |
113,7 10 172 10 |
|
Счетчики BINOM339iU3.57I3.5: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее Серверы: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
340 10 3,5 |
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.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
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. |
Поверка
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.
Сведения о методах измерений
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 № 0009/2019-01.00324-2011от 20.06.2019 г.
Нормативные документы
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
Смотрите также
