|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Всеволожское предприятие электрических сетей" |
| 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.№ 315.01 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Всеволожское предприятие электрических сетей» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии. |
| 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 учета (ИИК ТИ), включающие 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-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Рег. № 28822-05), RTU-325L (Рег. № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы АО «ГТ Энерго», ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени (УСВ) УССВ 35HVS, 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 и реактивной электроэнергии;
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);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений в организации-участники ОРЭМ;
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);
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.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивают счетчики электроэнергии ИК №№ 1 – 39, 42, 43 и считывают 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД ИК №№ 1 – 39, счетчики электроэнергии ИК №№ 40, 41 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 АО «ГТ Энерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД ИК №№ 42, 43 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.
Серверы ПАО «Ленэнерго» и АО «ГТ Энерго» 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 ПАО «Ленэнерго» и АО «ГТ Энерго».
Измерительные данные с серверов АО «ГТ Энерго» 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 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 АО «ГТ Энерго», сервера ПАО «Ленэнерго», сервера АИИС КУЭ. В качестве УСВ используются УССВ-35 HVS и 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 АО «ГТ Энерго» и УССВ-35 HVS происходит один раз в секунду. Синхронизация часов сервера АО «ГТ Энерго» и УССВ-35 HVS осуществляется при расхождении показаний часов сервера АО «ГТ Энерго» и УССВ-35 HVS на величину более чем ±1 с.
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 УСПД ИК №№ 1 – 39 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к УСПД ИК №№ 1 – 39, не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИК №№ 1 – 39 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов УСПД ИК №№ 42, 43 и сервера АО «ГТ Энерго» происходит при обращении к УСПД ИК №№ 42, 43, не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИК №№ 42, 43 и сервера АО «ГТ Энерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1 – 39, 42, 43 и УСПД происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 1 – 39, 42, 43 и УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1 – 39, 42, 43 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 1 – 39, 42, 43 и УСПД на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 40, 41 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к счетчикам ИК №№ 40, 41, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 40, 41 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 40, 41 и сервера ПАО «Ленэнерго» 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 | | Сервер 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 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | | Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | | Сервер АО «ГТ Энерго» | | Наименование ПО | ПО «АльфаЦентр» | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.04.01.01 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «АльфаЦентр» «средний» 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 | 7 | | ПС 110 кВ Лепсари (ПС-325), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф.325-01 | ТЛК-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 9143-06 | НАМИ-10кл.т. 0,2кт.н. 10000/100Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ | | ПС 110 кВ Лепсари (ПС-325), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф.325-16 | ТЛМ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 400/5Рег. № 2473-05 | НАМИ-10кл.т. 0,2кт.н. 10000/100Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.101, ф.525-101 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ.06кл.т. 0,5кт.н. 10000√3/100√3Рег. № 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.103, ф.525-103 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 7069-79 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.107, ф.525-107 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 7069-79 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.108, ф.525-108 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ.06кл.т. 0,5кт.н. 10000√3/100√3Рег. № 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.111, ф.525-111 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5Sкт.т. 400/5Рег. № 7069-07 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.112, ф.525-112 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 300/5Рег. № 7069-79 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.113, ф.525-113 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 300/5Рег. № 7069-79 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.115, ф.525-115 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 300/5Рег. № 7069-02 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.116, ф.525-116 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 200/5Рег. № 7069-79 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.201, ф.525-201 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 7069-79 | НОМ-10-66кл.т. 0,5кт.н. 10000/100Рег. № 4947-98 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.203, ф.525-203 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 7069-79 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.204, ф.525-204 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 7069-79 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.205, ф.525-205 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 7069-79 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.209, ф.525-209 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 7069-79 | НОМ-10-66кл.т. 0,5кт.н. 10000/100Рег. № 4947-98 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.211, ф.525-211 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5Sкт.т. 400/5Рег. № 7069-07 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.213, ф.525-213 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 300/5Рег. № 7069-79 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.215, ф.525-215 | ТЛКкл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 42683-09 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.216, ф.525-216 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5кт.т. 200/5Рег. № 7069-79 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.301, ф.525-301 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-06 | ЗНОЛ.06кл.т. 0,5кт.н. 10000√3/100√3Рег. № 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.303, ф.525-303 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-06 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.312, ф.525-312 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 25433-06 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.313, ф.525-313 | ТЛО-10 кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.315, ф.525-315 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 25433-06 | ЗНОЛ.06кл.т. 0,5кт.н. 10000√3/100√3Рег. № 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.403, ф.525-403 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 7069-02 | ЗНОЛ.06кл.т. 0,5кт.н. 10000√3/100√3Рег. № 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 50460-18 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.407, ф.525-407 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-06 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.409, ф.525-409 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 25433-06 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.411, ф.525-411 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 25433-06 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.412, ф.525-412 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 25433-06 | | ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525), ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.413, ф.525-413 | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 25433-06 | | ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-01 | ТЛКкл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 42683-09 | НТМИ-10-66кл.т. 0,5кт.н. 10000/100Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.04кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-03 | ТЛКкл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 42683-09 | | ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-05 | ТЛКкл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 42683-09 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-06 | ТЛКкл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 42683-09 | НТМИ-10кл.т. 0,5кт.н. 10000/100Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.04кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ | | ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-08 | ТЛКкл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 42683-09 | | ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-10 | ТЛКкл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 42683-09 | | ПС 35 кВ Токсово (ПС-601), КРУН-10 кВ, ф.601-12 | ТЛКкл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 42683-09 | | ПС 35 кВ Ладожское озеро (ПС-633), КРУН-10 кВ, яч.03 ф.633-03 | ТПК-10кл.т. 0,5Sкт.т. 100/5Рег. № 22944-07 | НАМИ-10кл.т. 0,2кт.н. 10000/100Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | ПС 35 кВ Пугарево (ПС-640), КРУН 6 кВ, ф.640-01 | ТВК-10
кл.т. 0,5
кт.т. 400/5
Рег. № 8913-82 | НТМИ-6кл.т. 0,5кт.н. 6000/100Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16 | ( | | ПС 35 кВ Пугарево (ПС-640), КРУН 6 кВ, ф.640-02 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5кт.т. 200/5Рег. № 1856-63 | НТМИ-6кл.т. 0,5кт.н. 6000/100Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.5А, КЛ-10 кВ | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 1200/5Рег. № 25433-06 | VRQ3n/S2кл.т. 0,5кт.н. 10000√3/100√3Рег. № 21988-01 | СЭТ-4ТМ.03.01кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | Сервер АО «ГТ Энерго»,
сервер АИИС КУЭ | | Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.6А, КЛ-10 кВ | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 1200/5Рег. № 25433-06 | VRQ 3n/S2
кл.т. 0,5
кт.н. 10000√3/100√3
Рег. № 21988-01 | СЭТ-4ТМ.03.01кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 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, вносятся 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, 2, 39
(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 | | 3 – 6, 8 – 16, 18, 20,
40 – 41
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 | | 7, 17, 19, 21 – 38,42,43
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 | | Номер ИК | cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ( | | 1, 2, 39
(ТТ 0,5S; ТН 0,2;
Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,5 | ±4,7 | ±3,9 | ±3,9 | | 3 – 6, 8 – 16, 18, 20,
40, 41
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
ГОСТ 31819.23-2012 | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 | | 42, 43
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
ГОСТ 26035-83 | 0,9 | ±12,3 | ±4,9 | ±3,6 | ±3,2 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 7, 17, 19, 21 – 38
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±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, 2, 7, 17, 19, 21 – 39, 42, 43;
ток, % от Iном для ИК 3 – 6, 8 – 16, 18, 20, 40 – 41;
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды для счетчиков
УСПД, УСВ, °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 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК Рег. № 46634-11:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД СИКОН С70:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД RTU-325L:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000
2
90000
2
70000
48
100000
48 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Глубина хранения информации
Счетчики СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05МК:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
УСПД СИКОН С70, RTU-325L:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
Серверы:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113,7
10
45
5
3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции 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 серверах, 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 | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | ТВК-10 | 2 шт. |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 | | Трансформатор напряжения | EGS | 6 шт. | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 7 шт. | | УСПД | СИКОН С70 | 5 шт. | | Устройство синхронизации времени | УССВ-35HVS | 1 шт. | | Сервер АИИС КУЭ | - | 1 шт. | | Сервер ПАО «Ленэнерго» | - | 1 шт. | | Сервер АО «ГТ Энерго» | - | 1 шт. | | Методика поверки | РТ-МП-6332-500-2019 | 1 экз. | | Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.315.01 ПФ | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу РТ-МП-6332-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Всеволожское предприятие электрических сетей». Методика поверки.», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 12.09.2019 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК (Рег. № 64450-16, Рег. № 50460-18) – по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2016 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК (Рег. № 46634-11) - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
УСПД СИКОН С70 – по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
УСПД RTU-325L – по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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
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
| |
