|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Волховские городские электрические сети", ГТП "Ивангородские городские электрические сети", ГТП "Киришские городские электрические сети" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 386 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские городские электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические сети», ГТП «Киришские городские электрические сети» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии. |
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «ТГК-1», ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер ПАО «ТГК-1» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИК №№ 1 – 6 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИК №№ 20 – 36 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 электроэнергии ИК №№ 7 – 19 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, серверы ПАО «Ленэнерго» и ПАО «ТГК-1» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Измерительные данные с серверов ПАО «ТГК-1» и ПАО «Ленэнерго», не реже одного раза в сутки поступают или считываются на сервер АИИС КУЭ, в том числе с использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML и/или «Пирамида».
Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации вАО «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 устройства синхронизации времени, счетчиков, сервера ПАО «ТГК-1», сервера ПАО «Ленэнерго», сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется NTP-сервер точного времени.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «ТГК-1» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервераПАО «ТГК-1» и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1 – 6 и сервера ПАО «ТГК-1» происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 1 – 6, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1 – 6 и сервера ПАО «ТГК-1» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 1 – 6 и сервера ПАО «ТГК-1» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 20 – 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 20 – 36, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 20 – 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 20 – 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 7–19 и сервера АИИС КУЭ происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 7–19, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 7–19 и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№7–19 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с. |
| Программное обеспечение | Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | 1 | 2 | | Серверы АИИС КУЭ, Сервер ПАО «Ленэнерго» | | Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» | | Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | | Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | | Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | | Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | | Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | | Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | | Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | | Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | | Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | | Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | | Сервер ПАО «ТГК-1» | | Наименование ПО | ПК «Энергосфера» | | Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. |
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | НаименованиеИК | Состав ИК АИИС КУЭ | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.3 | ТЛП-10кл.т. 0,5Sкт.т. 400/5Рег. № 30709-08 | EGS
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/√3/100/√3
Рег. № 52588-13 | A1805RALQ-P4GB-DW-4кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 31857-06 | Сервер ПАО «ТГК-1», сервер АИИС КУЭ | | Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.7 | ТЛП-10кл.т. 0,5Sкт.т. 400/5Рег. № 30709-08 | | Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.9 | ТЛП-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 30709-08 | | Нарвская ГЭС (ГЭС-13), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.10 | ТЛП-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 30709-11 | | Волховская ГЭС (ГЭС-6), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.Город-1 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 1000/5Рег. № 25433-11 | UGE 3-35
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/√3/100/√3
Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 31857-11 | | Волховская ГЭС (ГЭС-6), РУ-10 кВ, КЛ-10 кВ ф.Город-2 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 1000/5Рег. № 25433-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | РП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.17 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т. 0,2
кт.н. 10000/√3/100/√3
Рег. № 47583-11 | BINOM339iU3.57I3.5кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 60113-15 | Сервер АИИС КУЭ | | РП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.20 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-11 | | РП-2 10 кВ, РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.7 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-11 | | РП-2 10 кВ, РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.6 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-11 | | КТПН 10 кВ №100, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТОП М-0,66 У3кл.т. 0,5Sкт.т. 400/5Рег. № 59924-15 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.0, ф.0 | ТЛК-СТкл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 58720-14
ТЛО-10
кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-08 | НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05Мкл.т. 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.1, ф.1 | ТОЛ-10-Iкл.т. 0,5Sкт.т. 800/5Рег. № 15128-03 | НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05Мкл.т. 0,5S/1,0Рег. № 36355-07 | Сервер АИИС КУЭ | | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.1А, ф.1А | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-08 | | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.22, ф.22 | ТЛК-СТкл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 58720-14 | | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.25, ф.25 | ТЛМ-10кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 2473-69 | | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.26, ф.26 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.27, ф.27 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-08 | НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 | Сервер АИИС КУЭ | | ПС 110 кВ ОКБ Кириши (ПС-303), РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.2А, ф.2А | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-08 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.08, ф.40-06 (КФ-6) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 150/5Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 31857-06 | Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.09, ф.40-07 (КФ-7) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.11, ф.40-09 (КФ-9) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.12, ф.40-10 (КФ-10) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.13, ф.40-11 (КФ-11) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.14, ф.40-12 (КФ-12) | ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.15, ф.40-13 (КФ-13) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.17, ф.40-15 (КФ-15) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.21, ф.40-19 (КФ-19) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | НАМИТ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 31857-06 | Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.22, ф.40-20 (КФ-20) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.23, ф.40-21 (КФ-21) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.26, ф.40-28 (КФ-28) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.27, ф.40-29 (КФ-29) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.28, ф.40-30 (КФ-30) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 100/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.29, ф.40-31 (КФ-31) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.34, ф.40-33 (КФ-33) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 32139-06 | | ПС 35 кВ ЦРП Кириши (ПС-40), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.35, ф.40-34 (КФ-34) | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 32139-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 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 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 | cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ( | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 – 6, 12 – 15,
17 – 36
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,5S | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 | | 7 – 10
ТТ - 0,5S; ТН - 0,2;
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | | 11
ТТ - 0,5S;
Счетчик - 0,5S | 1,0 | ±2,3 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 | | 16
ТТ - 0,5; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,5S | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 | | Номер ИК | sinφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ( | | 1 – 4, 20 – 25,
27 – 36
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик – 1,0
ГОСТ 26035-83 | 0,44 | ±12,3 | ±4,9 | ±3,6 | ±3,2 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 5, 6, 12 – 15,
17 – 19, 26
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик – 1,0
ГОСТ Р 52425-2005 | 0,44 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 | | 7 – 10
ТТ - 0,5S; ТН - 0,2;
Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±5,8 | ±3,8 | ±2,8 | ±2,8 | | 11
ТТ - 0,5S;
Счетчик – 1,0
ГОСТ Р 52425-2005 | 0,44 | ±6,4 | ±4,7 | ±3,9 | ±3,9 | | 16
ТТ - 0,5; ТН - 0,5;
Счетчик – 1,0
ГОСТ Р 52425-2005 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 | | 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 погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Нормальные условия применения:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
частота, Гц
коэффициент мощности cos (
температура окружающей среды, °С
относительная влажность воздуха при +25 (С, % | от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +15 до +25
от 30 до 80 | | Рабочие условия применения:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном для ИК №№ 1 – 15, 17 – 36
ток, % от Iном для ИК № 16
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды для счетчиков, °С
относительная влажность воздуха при +25 (С, % | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +50
от +5 до +35
от 75 до 98 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики A1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики BINOM339iU3.57I3.5:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000
2
140000
2
150000 | | Глубина хранения информации
Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
Счетчики A1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее | 113,7
10
172
10 | | Счетчики BINOM339iU3.57I3.5:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
Серверы:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 340
10
3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков 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.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии.
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
|
| Комплектность | Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока
ТЛП-10
12 шт.
ТЛО-10
31 шт.
ТОП М-0,66 У3
3 шт.
ТЛК-СТ
3 шт.
ТОЛ-10-I
2 шт.
ТЛМ-10
2 шт.
ТОЛ-СЭЩ-10
51 шт.
Трансформатор напряжения
EGS
6 шт.
UGE 3-35
6 шт.
ЗНОЛП-ЭК-10
12 шт.
НТМИ-10-66
2 шт.
НАМИТ-10
2 шт.
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
A1805RALQ-P4GB-DW-4
22 шт.
A1805RAL-P4G-DW-4
1 шт.
BINOM339iU3.57I3.5
4 шт.
ПСЧ-4ТМ.05М.04
1 шт.
ПСЧ-4ТМ.05М
8 шт.
Сервер АИИС КУЭ
-
1 шт.
Сервер ПАО «Ленэнерго»
-
1 шт.
Сервер ПАО «ТГК-1»
-
1 шт.
Методика поверки
РТ-МП-6085-500-2019
1 экз.
Паспорт-формуляр
ЭССО.411711.АИИС.386 ПФ
1 экз.
|
| Поверка | осуществляется по документу РТ-МП-6085-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские городские электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические сети», ГТП «Киришские городские электрические сети». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 12.07.2019 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-06) – по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-11) – по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ФБУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
счетчиков BINOM339iU3.57I3.5 - по методике поверки ТЛАС.411152.002 ПМ утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» в 2015 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. | | Нормативные и технические 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 |
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоСнабСтройСервис»
(ООО «ЭССС»)
ИНН 7706292301
Адрес: 121500, г. Москва, Дорога МКАД 60 км, д.4А, офис 204
Телефон: +7 (4922) 47-09-37, 47-09-36, 47-09-34
Факс: +7 (4922) 47-09-37 |
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области»(ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д. 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00, +7 (499) 129-19-11
Факс: +7 (499) 124-99-96
E-mail: info@rostest.ru
Регистрационный номер RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
| |
