Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РКС-энерго" по ГТП АО "ЛОЭСК" - "Киришские городские электрические сети"
- ГУ "Энерготестконтроль", г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:90694-23
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП АО «ЛОЭСК» - «Киришские городские электрические сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя интеллектуальный контроллер (УСПД) SM160 - 02M, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверы баз данных (СБД): СБД ООО «РКС-энерго» с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», СБД ПАО «Россети Ленэнерго» с установленным ПО «Пирамида Сети», СБД АО «ЛОЭСК» с установленным ПО «Пирамида 2.0», устройства синхронизации времени УСВ-3 и УСВ-2 (УСВ), локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации. СБД ООО «РКС-энерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ПАО «Россети Ленэнерго» - (далее - сервер ИВК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал.
По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИИК №№ 10 - 26 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее передача на ИВК ПАО «Россети Ленэнерго». УСПД с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
Цифровой сигнал с выходов счетчика ИИК № 1 - 9 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК AO «ЛОЭСК», где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. ИВК с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивают счетчики электроэнергии и считывают с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
ИВК AO «ЛОЭСК» и ПАО «Россети Ленэнерго» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML и отправляют данные коммерческого учета на ИВК ООО «РКС-энерго».
ИВК ООО «РКС-энерго» раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). В состав СОЕВ входят устройства синхронизации времени типа УСВ-2 и УСВ-3, синхронизирующие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
ИВК ООО «РКС-энерго», AO «ЛОЭСК», ПАО «Россети Ленэнерго», периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивают собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ и при расхождении ±1 с и более, ИВК ООО «РКС-энерго», AO «ЛОЭСК», ПАО «Россети Ленэнерго» производят синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени ИВК ПАО «Россети Ленэнерго» осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация шкалы времени УСПД производится независимо от величины расхождения со шкалой времени ИВК ПАО «Россети Ленэнерго».
Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК №№ 10 - 26 со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (не реже раза в сутки). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК № 1 - 9 со шкалой времени ИВК AO «ЛОЭСК» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (не реже раза в сутки).
При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК AO «ЛОЭСК» равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии, ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер АИИС КУЭ нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода, которая крепится на корпус СБД ООО «РКС-энерго».
Общий вид СБД ООО «РКС-энерго» с указанием места нанесения заводского номера АИИС КУЭ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СБД ООО «РКС-энерго» АИИС КУЭ с указанием места нанесения
заводского номера.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Пирамида Сети», ПО «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные | Значение |
| ПО «АльфаЦ | 1Е11ТР» |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ac_metrology.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| ПО «Пирамида Сети» | |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | BinaryPackControls.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | CheckDataIntegrity.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ComZECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SummaryCheckCRC. dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| ПО «Пирамида 2.0» | |
| Идентификационное наименование модуля ПО | BinaryPackControls.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | CheckDataIntegrity.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ComZECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SummaryCheckCRC. dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.0, КЛ-10 кВ ф.0 | ТЛК-СТ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 58720-14 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | 1 | УСВ-3, рег. № 64242-16 / СБД AO «ЛОЭСК» / СБД ООО «РКС-энерго» |
| 2 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.1, КЛ-10 кВ ф.1 | ТОЛ 10-I 800/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-03 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 3 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.1А, КЛ-10 кВ ф.1А | ТЛО-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 25433-11 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 4 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.22, КЛ-10 кВ ф.22 | ТЛК-СТ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 58720-14 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 5 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.25, КЛ-10 кВ ф.25 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 6 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.26, КЛ-10 кВ ф.26 | ТЛО-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 7 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.27, КЛ-10 кВ ф.27 | ТЛО-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 8 | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.2А, КЛ-10 кВ ф.2А | ТЛО-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | । | УСВ-3, рег. № 64242-16 / СБД AO «ЛОЭСК» / СБД ООО «РКС-энерго» |
| 9 | КТПН 10 кВ №100, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТОП М-0,66 У3 400/5, КТ 0,5S Рег. № 59924-15 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ||
| 10 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.08, КЛ-10 кВ ф.40-06 (КФ-06) | ТОЛ-СЭЩ-10 150/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | УСВ-2, рег. № 41681-10 / СБД ПАО «Россети Ленэнерго»/ УСВ-3, рег. № 64242-16/СБД ООО «РКС-энерго» |
| 11 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.09, КЛ-10 кВ ф.40-07 (КФ-07) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 12 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.11, КЛ-10 кВ ф.40-09 (КФ-09) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 13 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.12, КЛ-10 кВ ф.40-10 (КФ-10) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 1668707 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 14 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.13, КЛ-10 кВ ф.40-11 (КФ-11) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 1668707 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 15 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.14, КЛ-10 кВ ф.40-12 (КФ-12) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 1668707 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 16 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.15, КЛ-10 кВ ф.40-13 (КФ-13) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | УСВ-2, рег. № 41681-10 / СБД ПАО «Россети Ленэнерго»/ УСВ-3, рег. № 64242-16/СБД ООО «РКС-энерго» |
| 17 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.17, КЛ-10 кВ ф.40-15 (КФ-15) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 18 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.21, КЛ-10 кВ ф.40-19 (КФ-19) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 19 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.22, КЛ-10 кВ ф.40-20 (КФ-20) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 20 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.23, КЛ-10 кВ ф.40-21 (КФ-21) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 21 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.26, КЛ-10 кВ ф.40-28 (КФ-28) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 22 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.27, КЛ-10 кВ ф.40-29 (КФ-29) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 23 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.28, КЛ-10 кВ ф.40-30 (КФ-30) | ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 24 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.29, КЛ-10 кВ ф.40-31 (КФ-31) | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | УСВ-2, рег. № 41681-10 / СБД ПАО «Россети Ленэнерго»/ УСВ-3, рег. № 64242-16/СБД ООО «РКС-энерго» |
| 25 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.34, КЛ-10 кВ ф.40-33 (КФ-33) | ТОЛ-СЭЩ-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 26 | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.35, КЛ-10 кВ ф.40-34 (КФ-34) | ТОЛ-СЭЩ-10 300/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±5, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±5, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1-4,6-8,10-26 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 1,9 3,6 |
| 5 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,0 5,1 |
| 9 | Активная Реактивная | 0,9 2,3 | 1,8 3,5 |
| Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) 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 cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35°С | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 26 |
| Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 98 до 102 |
| - ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - частота, Гц | 50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % от Ihom | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cos9 (sin^) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +60 |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +5 до + 35 |
| температура окружающей среды для сервера ИВК, °С | от +10 до + 30 |
| температура окружающей среды для УСПД, °С | от +15 до + 25 |
| атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| относительная влажность, %, не более | 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее A1805 (рег. № 31857-06) | 120000 |
| ПСЧ-4ТМ.05М (рег. № 36355-07) | 140000 |
| УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: A1805 (рег. № 31857-06) - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут ПСЧ-4ТМ.05М (рег. № 36355-07) | 1200 |
| - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии | 113 |
| по каждому каналу, потребленной за месяц по каждому каналу, сут | 45 |
| 1 | 2 |
| Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- 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 серверах.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на 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 | ТЛК-СТ | 2 |
| ТЛМ-10 | 2 | |
| ТЛО-10 | 12 | |
| ТОЛ 10-I | 2 | |
| ТОЛ-СЭЩ-10 | 51 | |
| ТОП М-0,66 У3 | 6 | |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| НТМИ-10-66 | 2 | |
| Счетчик электрической энергии | A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 17 |
| ПСЧ-4ТМ.05М | 8 | |
| ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 1 | |
| Интеллектуальный контроллер | SM160-02M | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер ИВК | СБД ООО «РКС-энерго» | 1 |
| СБД AO «ЛОЭСК» | 1 | |
| СБД ПАО «Россети Ленэнерго» | 1 | |
| Документация | ||
| Формуляр | ФО 26.51/267/23 | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП АО «ЛОЭСК» - «Киришские городские электрические сети». МВИ 26.51/267/23, аттестованном ООО «Энерготестконтроль».
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312560 от 03.08.2018.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».