Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РКС-энерго" по ГТП АО "ЛОЭСК" - "Тосненские городские электрические сети"
- ГУ "Энерготестконтроль", г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:92379-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП АО «ЛОЭСК» - «Тосненские 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 интеллектуальные контроллеры (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 №№ 1 - 27, 32 - 39 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 № 28 - 31, 49 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК ПАО «Россети Ленэнерго», для ИИК № 40 - 48, 50 - 51 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 №№ 1 - 27, 32 - 39 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 № 28 - 31, 49 со шкалой времени ИВК ПАО «Россети Ленэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (не реже раза в сутки). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК ПАО «Россети Ленэнерго» равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Сравнение шкалы времени счетчиков ИИК № 40 - 48, 50 - 51 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 355/24 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.
аблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные | Значение |
| ПО «АльфаЦ | ЕНТР» |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ac_metrology.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| ПО «Пирамида Сети» | |
| Идентификационное наименование модуля ПО | BinaryPackControls.dll |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
| 1 | 2 |
| 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 | S afeValuesDataUpdate.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 |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ComIECFunctions.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 | S afeValuesDataUpdate.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 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ10 кВ ф.02 | ТЛП-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 30709-08 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | УСВ-2, рег. № 82570-21/ СБД ПАО «Россети Ленэнерго»/ УСВ-3, рег. № 64242-16/СБД ООО «РКС-энерго» |
| 2 | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ10 кВ ф.03 | ТЛО-10 100/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 3 | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ10 кВ ф.04 | ТЛП-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 30709-08 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 4 | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.06 | ТЛО-10 75/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 5 | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.07 | ТЛО-10 100/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 6 | ПС 35 кВ Тосно (ПС-716), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.11 | ТОЛ-10 100/5 КТ 0,5S Рег. № 7069-07 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 7 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ- 10 кВ ф.02 | ТОЛ-10-I 300/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-11 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | |
| 8 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ- 10 кВ ф.03 | ТЛО-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 9 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.04 | ТЛО-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | УСВ-2, рег. № 82570-21/ СБД ПАО «Россети Ленэнерго»/ УСВ-3, рег. № 64242-16/СБД ООО «РКС-энерго» |
| 10 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.05 | ТОЛ-СВЭЛ-10М 200/5 КТ 0,5S Рег. № 54721-13 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 11 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.07 | ТЛО-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 12 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.08 | ТЛО-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 13 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.09 | ТОЛ-10-I 300/5 КТ 0,5S Рег. № 47959-11 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 14 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.24 | ТЛО-10 400/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-07 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 15 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.28 | ТОЛ-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 7069-07 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 16 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.40 | ТЛО-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 17 | ПС 110 кВ Тосно (ПС-483), КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.43 | ТЛМ-10 600/5 КТ 0,5 Рег. № 2473-00 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 18 | ПС 110 кВ РЦ-11 (ПС 500), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.500-37 | ТОЛ-10 УТ2 600/5 КТ 0,5 Рег. № 6009-77 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | УСВ-2, рег. № 82570-21/ СБД ПАО «Россети Ленэнерго»/ УСВ-3, рег. № 64242-16/СБД ООО «РКС-энерго» |
| 19 | ПС 110 кВ РЦ-11 (ПС 500), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.500-38 | ТОЛ-10 УТ2 600/5 КТ 0,5 Рег. № 6009-77 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 20 | ПС 110 кВ РЦ-11 (ПС 500), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.500-39 | ТОЛ 10-1 200/5 КТ 0,5S Рег. № 15128-03 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 21 | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-07 | ТПЛ-10 150/5 КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | |
| 22 | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-10 | ТПК-10 400/5 КТ 0,5 Рег. № 22944-07 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 23 | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-12 | ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 24 | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-14 | ТПЛМ-10 200/5 КТ 0,5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 25 | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-16 | ТПЛ-СЭЩ-10 300/5 КТ 0,5 Рег. № 71808-18 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 26 | ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС-52), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.52-19 | ТПФМ-10 200/5 КТ 0,5 Рег. № 814-53 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | УСВ-2, рег. № 82570-21/ СБД ПАО «Россети Ленэнерго»/ УСВ-3, рег. № 64242-16/СБД ООО «РКС-энерго» |
| 27 | ПС 35 кВ РЦ-11 (ПС-713), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.713-11 | ТЛП-10 100/5 КТ 0,5S Рег. № 30709-11 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | |
| 28 | ПС 110 кВ Керамическая (ПС 199), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.18, КЛ-6 кВ ф.199-18 | ТВЛМ-10 400/5 КТ 0,5 Рег. № 1856-63 ТВК-10 400/5 КТ 0,5 Рег. № 8913-82 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | 1 | |
| 29 | ПС 110 кВ Керамическая (ПС 199), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.23, КЛ-6 кВ ф.199-23 | ТЛМ-10 300/5 КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 30 | ПС 110 кВ Керамическая (ПС 199), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.26, КЛ-6 кВ ф.199-26 | ТЛМ-10 150/5 КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 31 | ПС 110 кВ Керамическая (ПС 199), КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.31, КЛ-6 кВ ф.199-31 | ТЛМ-10 100/5 КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 32 | ПС 35 кВ Пельгора (ПС717), РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.02 | ТПОЛ 10 100/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-02 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | |
| 33 | ПС 35 кВ Пельгора (ПС717), РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.04 | ТПОЛ-10 100/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-08 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 34 | ПС 35 кВ Пельгора (ПС717), РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.05 | ТПОЛ-10 150/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-08 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | УСВ-2, рег. № 82570-21/ СБД ПАО «Россети Ленэнерго»/ УСВ-3, рег. № 64242-16/СБД ООО «РКС-энерго» |
| 35 | ПС 35 кВ Пельгора (ПС717), РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.07 | ТЛП-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 30709-08 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | ||
| 36 | ПС 35 кВ Пельгора (ПС717), РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.08 | ТЛК-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 9143-06 ТПЛМ-10 300/5 КТ 0,5 Рег. № 2363-68 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 37 | ПС 35 кВ Ульяновка (ПС724), КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.03 | ТПОЛ-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 47958-11 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-13 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | SM160-02M, рег. № 71337-18 | |
| 38 | ПС 35 кВ Ульяновка (ПС724), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.06 | ТЛО-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-00 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 39 | ПС 35 кВ Ульяновка (ПС724), КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.09 | ТОЛ-СВЭЛ-10М 200/5 КТ 0,5S Рег. № 54721-13 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-00 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | ||
| 40 | РП-6 кВ Форносово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.16, КВЛ-6 кВ ф.16 Форносово | ТПЛ-10-М 150/5 КТ 0,5 Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | 1 | УСВ-3, рег. № 64242-16 / СБД AO «ЛОЭСК» / СБД ООО «РКС-энерго» |
| 41 | РП-6 кВ Форносово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.21, КВЛ-6 кВ ф.21 Форносово | ТПЛМ-10 150/5 КТ 0,5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| Продолжение таблицы 2 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 42 | РП-6 кВ Форносово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.08, КВЛ-6 кВ ф.Торфопредприятие-2 (ф.750-302) | ТПЛ-10-М 300/5 КТ 0,5S Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | 1 | УСВ-3, рег. № 64242-16 / СБД AO «ЛОЭСК» / СБД ООО «РКС-энерго» |
| 43 | РП-6 кВ Форносово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.09, КВЛ-6 кВ ф.Торфопредприятие-1 (ф.750-505) | ТПЛ-10-М 300/5 КТ 0,5S Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | ||
| 44 | ТП 10 кВ №4084, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66 600/5 КТ 0,5S Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | ||
| 45 | ТП 10 кВ №4084, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | Т-0,66 600/5 КТ 0,5S Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | ||
| 46 | ТП 10 кВ №4084, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ф.Усадьба Марьино | Т-0,66 200/5 КТ 0,5S Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | ||
| 47 | ТП 10 кВ №4157 (58), РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.03, КЛ-0,4 кВ | ТШП-0,66 400/5 КТ 0,5S Рег. № 58385-14 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | ||
| 48 | ТП 10 кВ №4157 (58), РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.05, КЛ-0,4 кВ | ТШП-0,66 400/5 КТ 0,5S Рег. № 58385-14 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | ||
| ТП 6 кВ №4278, РУ- | Т-0,66 400/5 КТ 0,5S Рег. № 52667-13 | |
| 49 | 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
НАРТИС-И300-W131-A5SR1-230-5-10A-TN-RS485-G/2-P1-
EHLMOQ1V3-D КТ 0,5S/1,0
Рег. № 86200-22
энерго»
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 50 | ТП 6 кВ №3, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, КВЛ-0,4 кВ Л-0,4 кВ дер. Мысленка 1 | Т-0,66 200/5 КТ 0,5S Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | । | УСВ-3, рег. № 64242-16 / СБД AO «ЛОЭСК» / СБД ООО «РКС-энерго» |
| 51 | ПС 35 кВ Радофинниково, РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.1, ввод 10 кВ Т-1 | ТЛО-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 |
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, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 20, 27, 32, 33, 34, 37, 38, 39, 42, 43, 51 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,1 5,2 |
| 35 | Активная Реактивная | 1,0 2,6 | 2,9 4,6 |
| 17, 19, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 28, 29, 30, 31, 36, 40, 41 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,0 5,1 |
| 18 | Активная Реактивная | 1,0 2,6 | 2,9 4,5 |
| 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50 | Активная Реактивная | 0,9 2,3 | 3,0 5,1 |
| 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=0,9, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, силе тока равной 1( 2) % от I1 ном для ИК, содержащих ТТ класса точности 0,5 S и 5 % от I1 ном для ИК, содержащих ТТ класса точности 0,5.при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от плюс 5 °С до плюс 35°С | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 51 |
| Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 50 от плюс 21 до плюс 25 |
| Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности cos9 (sin^) - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С температура окружающей среды для УСПД, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более | от 90 до 110 от 1 до 120 От 0,5 инд. дО 1 емк от 49,6 до 50,4 от минус 40 до плюс 60 от плюс 5 до плюс 35 от плюс 10 до плюс 30 от плюс15 до плюс 25 от 80,0 до 106,7 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее A1805, А1802 (рег. № 31857-06) A1805 (рег. № 31857-11) НАРТИС-И300 (рег. № 86200-22) ПСЧ-4ТМ.05 (рег. № 27779-04) ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 50460-18) ПСЧ-4ТМ.05МД (рег. № 51593-18) УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее У СВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000 120000 320000 90000 165000 165000 45000 35000 120000 100000 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: A1805, А1802 (рег. № 31857-06) - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут. A1805 (рег. № 31857-11) - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут. | 1200 1200 |
| 1 | 2 |
| НАРТИС-И300 (рег. № 86200-22) - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут. ПСЧ-4ТМ.05 (рег. № 27779-04) - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут. ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 50460-18) - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут. ПСЧ-4ТМ.05МД (рег. № 51593-18) - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут. УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 180 56 113 136 45 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 титульный лист формуляра 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 | ТПФМ-10 | 2 |
| ТПОЛ-10 | 8 | |
| ТПОЛ 10 | 2 | |
| ТПЛ-СЭЩ-10 | 3 | |
| ТПЛМ-10 | 4 | |
| ТПЛ-10-М | 6 | |
| ТПЛ-10 | 4 | |
| ТПК-10 | 2 | |
| ТОЛ-СВЭЛ-10М | 4 | |
| ТОЛ-10 УТ2 | 5 | |
| ТОЛ-10-I | 6 | |
| ТОЛ-10 | 2 | |
| ТОЛ 10-1 | 2 | |
| ТЛП-10 | 8 | |
| ТЛО-10 | 23 | |
| ТВК-10 | 1 | |
| ТЛМ-10 | 8 | |
| ТВЛМ-10 | 1 | |
| ТЛК-10 | 1 | |
| ТПЛМ-10 | 1 | |
| ТШП-0,66 | 6 | |
| Т-0,66 | 15 | |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| НАМИТ-10 | 8 | |
| НТМИ-10-66 | 2 | |
| НТМИ-6 | 1 | |
| НТМИ-6-66 | 5 | |
| Счетчик электрической энергии | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 2 |
| A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 36 | |
| A1805RAL-P4G-DW-4 | 1 | |
| HAPTOM300-W131-A5SR1-230-5-10A-TN-RS485-G/2-P1-EHLMOQ1V3-D | 1 | |
| Продолжение Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05 | 3 |
| ПСЧ-4ТМ.05.04 | 6 | |
| ПСЧ-4ТМ.05МД.01 | 1 | |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 1 | |
| Интеллектуальный контроллер | SM160-02M | 7 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| УСВ-3 | 1 | |
| Сервер ИВК | СБД ООО «РКС-энерго» | 1 |
| СБД AO «ЛОЭСК» | 1 | |
| СБД ПАО «Россети Ленэнерго» | 1 | |
| Документация | ||
| Формуляр | ФО 26.51/300/24 | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РКС-энерго» по ГТП АО «ЛОЭСК» - «Тосненские городские электрические сети». МВИ 26.51/300/24, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ», г. Самара, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311290 от 16.11.2015.
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».