Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по ГТП ООО "РКС-энерго" "Сосновоборские горэлектросети"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 83132-21
Производитель / заявитель: ООО "МЕЖРЕГИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ" (МЦМО), г. Владимир
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по ГТП ООО "РКС-энерго" "Сосновоборские горэлектросети" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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.

Скачать

83132-21: Описание типа СИ Скачать 455.9 КБ
83132-21: Методика поверки Скачать 10.4 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 83132-21
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по ГТП ООО "РКС-энерго" "Сосновоборские горэлектросети"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 314
Производитель / Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью "Межрегиональный Центр Метрологического Обеспечения" (ООО "МЦМО"), г. Владимир

РОССИЯ

Назначение

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.

Описание

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.

Программное обеспечение

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.

Технические характеристики

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.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Сведения о методах измерений

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.

Смотрите также

83133-21
П1-13/5 Установка поверочная средств измерений напряженности магнитного поля
Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Циклон-Прибор" (ЗАО "НПП "Циклон-Прибор"), Московская область, г. Фрязино
Установка поверочная средств измерений напряженности магнитного поля П1-13/5 (далее - установка П1-13/5) предназначена для воспроизведения напряженности магнитного поля (далее - НМП).
83131-21
SERVOPRO Газоанализаторы
Фирма "Servomex Group Limited", Великобритания
Газоанализаторы SERVOPRO предназначены для измерений объёмной доли метана (CH4), оксида углерода (CO), диоксида углерода (CO2), закиси азота (N2O), оксида азота (NO), кислорода (O2), диоксида серы (SO2), температуры точки росы в газовых смесях.
83130-21
TAR5 Трансформаторы тока
Фирма "REVALCO s.r.l.", Италия
Трансформаторы тока TAR5 (далее по тексту - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты...
83134-21
СИ-1/Р-0475 Система измерительная
Фирма ZF Luftfahrttechnik GmbH, Германия
Система измерительная СИ-1/Р-0475 (далее - система) предназначена для измерений давления жидкостей, крутящего момента силы, расхода (прокачки) масла, частоты вращения приводов и частоты электрических сигналов, соответствующей значениям частоты вращен...
83129-21
НТМИ-6-66 Трансформаторы напряжения
Завод трансформаторных подстанций, Украина
Трансформаторы напряжения НТМИ-6-66 (далее по тексту - трансформаторы напряжения) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока про...