Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Всеволожское предприятие электрических сетей"
| Номер в ГРСИ РФ: | 76448-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76448-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Всеволожское предприятие электрических сетей" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 315.01 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 76448-19: Описание типа СИ | Скачать | 113.9 КБ | |
| 76448-19: Методика поверки РТ-МП-6332-500-2019 | Скачать | 6.6 MБ |
Описание типа
Назначение
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.
Описание
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.
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 |
|
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
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 |
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. 0,5S/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. 0,5S/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. 10000^3/100^3 Рег. № 3344-04 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/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. 0,5S/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. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
6 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.108, ф.525-108 |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 7069-79 |
ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 кт.н. 10000^3/100^3 Рег. № 3344-04 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ |
|
7 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.111, ф.525-111 |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 7069-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
8 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.112, ф.525-112 |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 7069-79 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
9 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.113, ф.525-113 |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 7069-79 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
10 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.115, ф.525-115 |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 7069-02 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
11 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.116, ф.525-116 |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 7069-79 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
12 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.201, ф.525-201 |
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. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | ||
|
13 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.203, ф.525-203 |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 7069-79 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
14 |
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 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
15 |
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. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
16 |
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 |
НОМ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 4947-98 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ |
|
17 |
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. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
18 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.213, ф.525-213 |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 7069-79 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | ||
|
19 |
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. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | ||
|
20 |
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. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
21 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.301, ф.525-301 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-06 |
ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 кт.н. 10000^3/100^3 Рег. № 3344-04 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
22 |
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. 600/5 Рег. № 25433-06 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |||
|
23 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.312, ф.525-312 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 25433-06 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
24 |
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. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
25 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.315, ф.525-315 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-06 |
ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 кт.н. 10000^3/100^3 Рег. № 3344-04 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
26 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.403, ф.525-403 |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 7069-02 |
ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 кт.н. 10000^3/100^3 Рег. № 3344-04 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | ||
|
27 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.407, ф.525-407 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-06 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ | ||
|
28 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.409, ф.525-409 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 25433-06 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
29 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.411, ф.525-411 |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 25433-06 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |||
|
30 |
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 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | ||
|
31 |
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 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | ||
|
32 |
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-01 |
ТЛК кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 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 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
33 |
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-03 |
ТЛК кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 42683-09 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | |||
|
34 |
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-05 |
ТЛК кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 42683-09 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
35 |
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-06 |
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. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ |
|
36 |
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-08 |
ТЛК кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 42683-09 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | |||
|
37 |
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-10 |
ТЛК кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 42683-09 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | |||
|
38 |
ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-12 |
ТЛК кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 42683-09 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | |||
|
39 |
ПС 35 кВ Ладожское озеро (ПС633), 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. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
40 |
ПС 35 кВ Пугаре-во (ПС-640), 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. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
_ | |
|
41 |
ПС 35 кВ Пугаре-во (ПС-640), 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. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | ||
|
42 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.5А, КЛ-10 кВ |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1200/5 Рег. № 25433-06 |
VRQ3n/S2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000^3/100^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
Сервер АО «ГТ Энерго», сервер АИИС КУЭ |
|
43 |
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 |
VRQ 3n/S2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000V3/100V3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
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 |
cosф |
Пределы доп измерении а] применения А |
ускаемой относительной погрешности ИК при ктивной электроэнергии в рабочих условиях ИИС КУЭ (5), % | ||
|
I1(2)— 1 изм< 1 5 % |
I5 %— 1 изм< 1 20 % |
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 |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % | |||
|
I1(2)— 1 изм< 1 5 % |
I5 %— 1 изм< 1 20 % |
1 20 %— 1 изм< 1 100 % |
1100 %— 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 ином |
от 98 до 102 |
|
ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
коэффициент мощности cos ф |
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 Uhom |
от 90 до 110 |
|
ток, % от Ihom для ИК 1, 2, 7, 17, 19, 21 - 39, 42, 43; |
от 1 до 120 |
|
ток, % от Ihom 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 при отключении питания, лет, не менее 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 при отключении питания, лет, не менее Серверы: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113,7 10 45 5 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.
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 |
|
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. |
Поверка
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.
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 «Всеволожское предприятие электрических сетей». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0014/2019-01.00324-2011от 26.08.2019 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
