Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" (филиал ОАО "ЛОЭСК" "Тосненские городские электрические сети")
- ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
-
Скачать
79801-20: Методика поверки РТ-МП-7155-500-2020Скачать7.4 Мб
79801-20: Описание типа СИСкачать600.0 Кб
- 23.12.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" (филиал ОАО "ЛОЭСК" "Тосненские городские электрические сети")
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (филиал ОАО «ЛОЭСК» «Тосненские городские электрические сети») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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 измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - 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 «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ, сервер ОАО «РЖД», сервер ООО «Русэнергосбыт», устройства синхронизации времени (УСВ) УСВ -2 (Рег. № 41681-09), УСВ УСВ-3 (Рег. № 51644-12. Рег. № 64242-16), сервер точного времени Метроном-50М (Рег. № 68916-17), 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:
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);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
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 3 0 минут.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 1 - 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.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 45 - 61, 65 - 69 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 №№ 62 - 64 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 ОАО «РЖД» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
Передача информации от сервера ОАО «РЖД» на сервер ООО «Русэнергосбыт» производится автоматически путем межсерверного обмена.
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ОАО «РЖД», сервер ООО «Русэнергосбыт» и 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 «Ленэнерго» и сервера ООО «Русэнергосбыт» 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 ОАО «РЖД», сервера ООО «Русэнергосбыт», сервера ПАО «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 ОАО «РЖД» и УСВ-3 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера ОАО «РЖД» и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера ОАО «РЖД» и УСВ -3.
Сравнение показаний часов сервера ООО «Русэнергосбыт» и сервера точного времени Метроном-50М происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ООО «Русэнергосбыт» и сервера точного времени Метроном-50М.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ -2 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-2.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера ОАО «РЖД» происходит при каждом обращении к УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера ОАО «РЖД» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 44 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 1 - 44, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1 - 44 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 44 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 45 - 61, 65, 66, 68 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 45 - 61, 65, 66, 68, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 45 - 61, 65, 66, 68 и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 45 - 61, 65, 66, 68 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 62 - 64 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 62 - 64 и УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 62 - 64 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 62 - 64 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Синхронизация показаний часов счетчиков ИК №№ 67, 69 выполняется непрерывно, при помощи встроенного модуля GPS/ГЛОНАСС. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 67, 69 осуществляется независимо от показаний счетчиков ИК №№ 67, 69.
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 | |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b 156a0fdc27e1 ca480ac |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | c3 91 d64271 acf405 5bb2a4d3fe 1f8f48 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Сервер ПАО «Ленэнерго» | |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида-Сети» |
| Идентификационное наименование ПО | BinaryPackControls.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | CheckDataIntegrity. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ComIECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | SafeValuesDataUpdate. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A3 9 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | SummaryCheckCRC. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE6 4 5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «Русэнергосбыт» | |
| Наименование ПО | ПО «АльфаЦентр» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Сервер ОАО «РЖД» | |
| Наименование ПО | ПО «Энергия Альфа» |
| Идентификационное наименование ПО | enalpha.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Уровень защиты ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети», ПО «Энергия Альфа» «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.
| 2 й | Наименование | Состав ИК АИИС КУЭ | ||||
| ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | Сервер | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1. | ПС 110 кВ Тосно-Новая (ПС-539), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 206, КЛ-10 кВ ф.206 | ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 500/5 Рег. № 25433-11 | НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 18178-99 | А1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
| 2. | ПС 110 кВ Тосно-Новая (ПС-539), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 106, КЛ-10 кВ ф.106 | ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 500/5 Рег. № 25433-11 | НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 18178-99 | А1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | - 2 4 2 № .г е Рч ,3 3-В и ,Э У о р е в р о ,9 0 - 00 6 14 2 .г е Р (N~ 2-В С »о г р е н т X е еЛ О < П р е ю ср е С | |
| 3. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.02 | ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 47959-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 20186-05 | А1805 RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-11 | ||
| 4. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.03 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
| 5. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.05 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | - | ||
| 6. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.09 | ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 47959-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 0186-05 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 7. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.04 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 20186-05 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 8. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.07 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 0186-05 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 9. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.08 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 10. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.24 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 25433-07 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 20186-05 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 |
| 11. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.28 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 25433-08 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |
| 12. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.40 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 20186-05 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 зав. № 01160651 Рег. № 31857-06 |
| 13. | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.43 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 2473-00 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |
| 14. | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф.02 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 30709-08 | НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-02 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 |
| 15. | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф.03 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 25433-08 ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 30709-08 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |
| 16. | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ ф.04 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 30709-08 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |
| 17. | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.06 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 75/5 Рег. № 25433-08 | НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 |
| 18. | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.07 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 25433-08 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 19. | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.11 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 25433-08 | НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | - | Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-09, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 20. | ПС 35 кВ Пель-гора (ПС-717), РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.02 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 1261-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-05 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 21. | ПС 35 кВ Пель-гора (ПС-717), РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.04 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 1261-08 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
| 22. | ПС 35 кВ Пель-гора (ПС-717), РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.05 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-05 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 23. | ПС 35 кВ Пель-гора (ПС-717), РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.07 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 30709-08 | А1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |||
| 24. | ПС 35 кВ Пель-гора (ПС-717), РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.08 | ТЛК-10 кл.т. 0,5 S кт.т. 300/5 Рег. № 9143-06 ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2363-68 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
| 25. | ПС 35 кВ Улья-новка (ПС-724), КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.03 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 47958-11 | НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 16687-13 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 26. | ПС 35 кВ Улья-новка (ПС-724), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.06 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-00 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 27. | ПС 35 кВ Улья-новка (ПС-724), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.09 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1856-63 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 28. | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-07 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | - | Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-09, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 29. | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-10 | ТПК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 22944-07 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
| 30. | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-12 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 380-49 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 31. | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-14 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 2363-68 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
| 32. | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-16 | ТПЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 54717-13 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
| 33. | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-19 | ТПФМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 814-53 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
| 34. | ПС 35 кВ РЦ-11 (ПС-713), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.713-11 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 30709-11 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 35. | ПС 110 кВ РЦ-11 (ПС-500), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.500-37 | ТОЛ-10 УТ2 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 6009-77 | НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-02 | А1802 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | ||
| 36. | ПС 110 кВ РЦ-11 (ПС-500), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.500-38 | ТОЛ-10 УТ2 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 6009-77 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 37. | ПС 110 кВ РЦ-11 (ПС-500), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.500-39 | ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 15128-03 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 38. | ТП 6 кВ №4278, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66У3 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 40473-14 | - | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-11 | - | Сервер ПАО «Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-09, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 39. | ПС 110 кВ Керамическая (ПС-199), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 19918 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 1856-63 ТВК-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 8913-82 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 40. | ПС 110 кВ Керамическая (ПС-199), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 19923 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2473-69 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
| 41. | ПС 110 кВ Керамическая (ПС-199), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 19926 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 2473-69 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | |||
| 42. | ПС 110 кВ Керамическая (ПС-199), КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 19931 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 43. | ПС 110 кВ Керамическая (ПС-199), КРУН-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.199-25 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | А1805 RALX-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 44. | ПС 110 кВ Керамическая (ПС-199), КРУН-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.199-29 | ТОЛ-10-I кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 15128-01 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | А1805 RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | ||
| 45. | ОРУ-2 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.13, КЛ-10 кВ ф.яч.13 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-53 | Меркурий 234 ARTM-00 PB.R кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 48266-11 | Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 | |
| 46. | ОРУ-2 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.15, КЛ-10 кВ ф.яч.15 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 50/5 Рег. № 1276-59 | Меркурий 234 ARTM-00 PB.R кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 48266-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 47. | РП-6 кВ Форно-сово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.09, КВЛ-6 кВ ф.Торфопредпри ятие-1 (ф.750-505) | ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 47958-11 ТПЛ-10-М кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 22192-07 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 27779-04 | - | Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 48. | РП-6 кВ Форно-сово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.08, КВЛ-6 кВ ф.Торфопредпри ятие-2 (ф.750-302) | ТПЛ-10-М кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 47958-16 Рег. № 22192-07 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 27779-04 | ||
| 49. | РП-6 кВ Форно-сово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.21, КВЛ-6 кВ ф.21 Форносово | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 36355-07 | ||
| 50. | РП-6 кВ Форносово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.16, КВЛ-6 кВ ф.16 Форносово | ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 27779-04 | ||
| 51. | ППв-1015 6 кВ, отпайка от оп.4 ВЛ-6 кВ Л1304-1135 ф.21 Форносово | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 40/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000:V3/ 100:V3 Рег. № 23544-07 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 27779-04 | ||
| 52. | ТП 6 кВ №1546 РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ Т-1 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.21 кл.т. 1/2 Рег. № 51593-18 | ||
| 53. | ТП 6 кВ №1017 РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ Т-1 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.21 кл.т. 1/2 Рег. № 51593-18 | ||
| 54. | ТП 10 кВ №4157 (58), РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.05, КЛ-0,4 кВ | ТШП-0,66 кл.т. 0,5 S кт.т. 400/5 Рег. № 47957-11 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 27779-04 | ||
| 55. | ТП 10 кВ №4157 (58), РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.03, КЛ-0,4 кВ | ТШП-0,66 кл.т. 0,5 S кт.т. 400/5 Рег. № 47957-11 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 27779-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 56. | ТП 6 кВ №3 РУ-0,4 кВ Л-0,4 кВ дер. Мысленка-1 | ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 47957-11 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 27779-04 | - | Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 57. | ТП 6 кВ №1091 РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 71031-18 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 36355-07 | ||
| 58. | ВЛ-6 кВ ф.725-06, отпайка ВЛ-6 кВ от оп.13, ПКУ-6 кВ | ТОЛ-10-I кл.т. 0,5 кт.т. 5/5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000:V3/ 100:V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 36697-08 | ||
| 59. | ТП 10 кВ №4084 РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 27779-04 | ||
| 60. | ТП 10 кВ №4084 РУ-0,4 кВ ввод 0,4 кВ Т-2 | Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 27779-04 | ||
| 61. | ТП 10 кВ №4084 РУ-0,4 кВ КЛ-0,4 кВ ф. Усадьба Марьино | Т-0,66 кл.т. 0,5 S кт.т. 200/5 Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 27779-04 | ||
| 62. | ПС 110 кВ По-повка (ПС-482) РУ-10 кВ ф.5-10 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 50/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛ.06-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000:V3/ 100:V3 Рег. № 3344-08 | EA05RAL-B-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 16666-97 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | Сервер ОАО «РЖД», УСВ-3, Рег. № 51644-12, сервер ООО «Русэнергосбыт», Метроном-50М Рег. № 68916-17, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 63. | ПС 110 кВ По-повка (ПС-482) РУ-10 кВ ф.1-10 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 25433-08 | EA05RAL-B-4 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 16666-97 | |||
| 64. | ПС 110 кВ По-повка (ПС-482) РУ-10 кВ ф.4-10 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛ.06-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000:V3/ 100:V3 Рег. № 3344-08 | EA05RAL-B-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 16666-97 | ||
| 65. | ТП 10 кВ №201,РУ-10 кВ, яч.9, КЛ-10 кВ ф.яч.13 | ТОЛ-НТЗ-10-11 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 50460-18 | - | Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 66. | РП-1 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.2, ф. 19918 | ТЛК-СТ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 58720-14 | ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000:V3/ 100:V3 Рег. № 69604-17 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 50460-18 | - | Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
| 67. | ВЛ-6 кВ ф. 19923, ПКУ-6 кВ | - | - | РИМ 384.01/2 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 55522-13 | ||
| 68. | РП-1 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.7, ф. 19926 | ТЛК-СТ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 58720-14 | ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000:V3/ 100:V3 Рег. № 69604-17 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 50460-18 | ||
| 69. | ВЛ-6 кВ ф. 19931, ПКУ-6 кВ | - | - | РИМ 384.01/2 кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 55522-13 | ||
| 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, 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 | cos9 | Пределы допу измерении ак применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при тивной электроэнергии в рабочих условиях ИС 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, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 3 - 12, 14 - 22, 25, 26, 29, 32, 34, 37, 48, 51, 62 - 66, 68 (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 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13, 24, 27, 28, 30, 31, 33, 36, 39 - 47, 49, 50, 58 (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 | |
| 23 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 | |
| 35 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 38, 54 - 57, 59 - 61 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | 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 | |
| 52, 53 (Счетчик 1,0) | 1,0 | - | ±3,1 | ±2,9 | ±2,9 |
| 0,9 | - | ±3,2 | ±2,9 | ±2,9 | |
| 0,8 | - | ±3,3 | ±3,0 | ±3,0 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±3,0 | ±3,0 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±3,2 | ±3,2 | |
| 67, 69 (Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±1,3 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,9 | - | ±1,3 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,8 | - | ±1,4 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,7 | - | ±1,5 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,5 | - | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 | |
| Номер ИИК | sin9 | Пределы допу измерении ре< применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при 1ктивной электроэнергии в рабочих условиях ИС 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 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ Р 52425-2005 | 0,44 | ±3,2 | ±2,8 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,6 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,71 | ±2,5 | ±2,3 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,87 | ±2,3 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 3, 65, 66, 68 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 | 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 | |
| 4 - 12, 14 - 22, 25, 26, 29, 32, 34, 37, 48, 51, 62 - 64 (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 |
| 13, 24, 27, 28, 30, 31, 33, 36, 39 - 44, 47, 50 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,5 | ±3,2 |
| 0,6 | - | ±5,3 | ±3,1 | ±2,6 | |
| 0,71 | - | ±4,4 | ±2,7 | ±2,4 | |
| 0,87 | - | ±3,6 | ±2,4 | ±2,2 | |
| 45, 46, 49, 58 (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 | |
| 23 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5 ГОСТ 26035-83 | 0,44 | ±8,2 | ±3,8 | ±3,1 | ±2,7 |
| 0,6 | ±7,5 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,71 | ±7,3 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,87 | ±7,0 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 35 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ 26035-83 | 0,44 | - | ±6,6 | ±4,1 | ±2,7 |
| 0,6 | - | ±4,6 | ±2,5 | ±2,0 | |
| 0,71 | - | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 | |
| 0,87 | - | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 38, 57 (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 | |
| 54 - 56, 59 - 61 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 | 0,44 | ±12,2 | ±4,7 | ±3,2 | ±2,8 |
| 0,6 | ±10,2 | ±3,7 | ±2,5 | ±2,4 | |
| 0,71 | ±9,4 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,2 | |
| 0,87 | ±8,7 | ±2,9 | ±2,1 | ±2,1 | |
| 52, 53 (Счетчик 2,0) ГОСТ 31819.23-2012 | 0,44 | - | ±5,8 | ±5,6 | ±5,6 |
| 0,6 | - | ±5,6 | ±5,3 | ±5,3 | |
| 0,71 | - | ±5,4 | ±5,1 | ±5,1 | |
| 0,87 | - | ±5,2 | ±4,9 | ±4,9 | |
| 67, 69 (Счетчик 1,0) ГОСТ 31819.23-2012 | 0,44 | - | ±3,5 | ±3,3 | ±3,3 |
| 0,6 | - | ±3,4 | ±3,1 | ±3,1 | |
| 0,71 | - | ±3,3 | ±3,1 | ±3,1 | |
| 0,87 | - | ±3,2 | ±3,0 | ±3,0 | |
| 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 погреш пости, 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 | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 |
| 1 | 2 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном для ИК №№ 1 - 12, 14 - 23, 25, 26, 29, 32, 34, 37, 38, 48, 51, | от 1 до 120 |
| 54 - 57, 59 - 69; | |
| ток, % от 1ном для ИК №№ 13, 24, 27, 28, 30, 31, 33, 35, 36, 39 - 47, 49, 50, | от 5 до 120 |
| 52, 53, 58; | |
| коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, | |
| УСПД RTU 327, УСВ-2, УСВ-3, Метроном-50М °С | от +5 до +35 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики Альфа А1800 | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики Меркурий 234: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики ЕвроАльфа: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД RTU-327: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-2: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-3: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Метроном-50М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Интеллектуальные приборы учета РИМ 384.01/2 | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 180000 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по | |
| каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому | |
| каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Серверы: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков и УСПД 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;
УСПД.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии; пароль на УСПД;
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 АИИС КУЭ приведена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| ТЛО-10 | 43 шт. | |
| ТОЛ-10-I | 14 шт. | |
| ТЛП-10 | 9 шт. | |
| ТПОЛ-10 | 11 шт. | |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 1 шт. |
| ТПЛМ-10 | 5 шт. | |
| ТВЛМ-10 | 3 шт. | |
| ТПЛ-10 | 8 шт. | |
| ТПК-10 | 2 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| ТПЛ-СЭЩ-10 | 2 шт. | |
| ТПФМ-10 | 2 шт. | |
| ТОЛ-10 УТ2 | 5 шт. | |
| Т-0,66У3 | 3 шт. | |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 5 шт. |
| ТПЛ-10-М | 6 шт. | |
| ТШП-0,66 | 9 шт. | |
| Т-0,66 | 12 шт. | |
| ТОЛ-НТЗ-10-11 | 2 шт. | |
| ТЛК-СТ-10 | 4 шт. | |
| ЗНОЛ.06-10 | 6 шт. | |
| ЗНОЛП-10 | 3 шт. | |
| ЗНОЛП-6 | 6 шт. | |
| ЗНОЛП-НТЗ-6 | 6 шт. | |
| НАМИ-10-95 УХЛ2 | 5 шт. | |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 3 шт. |
| НАМИТ-10-2 | 2 шт. | |
| НТМИ-10 | 2 шт. | |
| НТМИ-10-66 | 2 шт. | |
| НТМИ-6 | 1 шт. | |
| НТМИ-6-66 | 5 шт. | |
| EA05RAL-B-4 | 3 шт. | |
| А1802 RALQ-P4GB-DW-4 | 4 шт. | |
| А1805 RAL-P4G-DW-4 | 1 шт. | |
| А1805 RALQ-P4GB-DW-4 | 38 шт. | |
| А1805 RALX-P4GB-DW-4 | 1 шт. | |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | Меркурий 234 ARTM-00 PB.R | 2 шт. |
| ПСЧ-4ТМ.05 | 4 шт. | |
| ПСЧ-4ТМ.05.04 | 6 шт. | |
| ПСЧ-4ТМ.05М | 1 шт. | |
| ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 1 шт. | |
| ПСЧ-4ТМ.05МД.21 | 2 шт. | |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 3 шт. | |
| СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 шт. | |
| Интеллектуальные приборы учета электроэнергии | РИМ 384.01/2 | 2 шт. |
| УСПД | RTU-327 | 1 шт. |
| Сервер ОАО «РЖД» | - | 1 шт. |
| Сервер ООО «Русэнергосбыт» | - | 1 шт. |
| Сервер ПАО «Ленэнерго» | - | 1 шт. |
| Сервер АИИС КУЭ | - | 1 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. |
| УСВ-3 | 2 шт. | |
| Сервер точного времени | Метроном-50М | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-7155-500-2020 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.309.01 ПФ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-7155-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (филиал ОАО «ЛОЭСК» «Тосненские городские электрические сети»). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 01.06.2020 г.
Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД (Рег. № 51593-18) - по методике поверки ИЛГШ.411152.177РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК (Рег. № 50460-18) - по методике поверки ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2016 г.;
счетчиков Меркурий 234 - по методике поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
счетчиков ЕвроАЛЬФА - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;
счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-06) - по документу МП -2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2006.
счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в 2011 г.
Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РИМ 384.01/2 - по документу «ВНКЛ.411152.048 ДИ «Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РИМ 384.01/2, РИМ 384.02/2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» в 2013 г.;
УСПД RTU-327 - по методике поверки ДЯИМ.466215.007 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ -2. Методика поверки. ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;
УСВ-3 (Рег. № 51644-12) - по методике поверки ВЛСТ.240.00.000МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
УСВ-3 (Рег. № 64242-16) - по документу РТ -МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест -Москва» в 2016 г.;
Метроном-50М - по документу М0050-2016-МП «Сервер точного времени Метроном-50М. Методика поверки» утвержденному ФГБУ «ГНМЦ» Минобороны России в 2017 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, 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» (филиал ОАО «ЛОЭСК» «Тосненские городские электрические сети») Аттестована ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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.