|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам ПС 110 кВ "Тихвин-Западная" (ПС-147), ПС 110 кВ "Лаврики" (ПС-218), ПС 110 кВ "Тосно-Новая" (ПС-539), ПС 110 кВ "Новожилово" (ПС-559), ПС 110 кВ "Кудрово" (ПС-335) |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Межрегиональный центр метрологического обеспечения", г.Владимир |
| 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.№ 330 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС 110 кВ «Тихвин-Западная» (ПС-147), ПС 110 кВ «Лаврики» (ПС-218), ПС 110 кВ «Тосно-Новая» (ПС-539), ПС 110 кВ «Новожилово» (ПС-559), ПС 110 кВ «Кудрово» (ПС-335) (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.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:
первый уровень – измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), 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 «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго», устройство синхронизации времени УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05 (Рег. № 28716-05), автоматизированные рабочие места персонала (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 мин);
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.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИИК 1 – 8, 11 – 18, 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 ООО «РКС-энерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИИК 9, 10, 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 ООО «РКС-энерго» 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 сервера ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме поступают на сервер ООО «РКС-энерго», в том числе с возможным использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML. Сервер ООО «РКС-энерго» (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента. Сервер ООО «РКС-энерго» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML, а также иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
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 «Ленэнерго», сервера ООО «РКС-энерго». В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-1, а также NTP-сервер точного времени. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера ООО «РКС-энерго» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера ООО «РКС-энерго» и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 – 8, 11 – 18 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к счетчикам ИИК 1 – 8, 11 – 18, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 – 8, 11 – 18 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 – 8, 11 – 18 и сервераПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 9, 10 и сервера ООО «РКС-энерго» происходит при обращении к счетчикам ИИК 9, 10, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 9, 10 и сервера ООО «РКС-энерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 9, 10 и сервера ООО «РКС-энерго» 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 | | 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) | 56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | | 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 | | Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование
ИИК | Состав ИИК АИИС КУЭ | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ПС 110 кВ Тихвин-Западная (ПС-147), РУ-10 кВ, 1с. 10 кВ, яч. 147-07 КЛ-10 кВ | ТОЛ-10-Iкл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 15128-07 | 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 ООО «РКС-энерго»,
УСВ-1 Зав. № 856, Рег. № 28716-05 | | 2 | ПС 110 кВ Тихвин-Западная (ПС-147), РУ-10 кВ, 1с. 10 кВ, яч. 147-11 КЛ-10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 32139-11 | НАМИТ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 31857-06 | | 3 | ПС 110 кВ Тихвин-Западная (ПС-147), РУ-10 кВ, 2с. 10 кВ, яч. 147-02 КЛ-10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 32139-11 | НАМИТ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06 | | 4 | ПС 110 кВ Тихвин-Западная (ПС-147), РУ-10 кВ, 2с. 10 кВ, яч. 147-12 КЛ-10 кВ | ТОЛ-10-I
кл.т. 0,5S
кт.т. 600/5
Рег. № 15128-07 | НАМИТ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 16687-07 | A1805RALQ-P4GB-DW-4кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 31857-06 | | 5 | ПС 110 кВ Лаврики (ПС-218),
ОРУ-110 кВ,
ввод 110 кВ Т-1 | IMB 145кл.т. 0,2Sкт.т. 600/5Рег. № 47845-11 | CPB 123кл.т. 0,2кт.н. 110000/√3:100/√3Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Госреестр № 36697-17 | | 6 | ПС 110 кВ Лаврики (ПС-218),
ОРУ-110 кВ,
ввод 110 кВ Т-2 | IMB 145кл.т. 0,2Sкт.т. 600/5Рег. № 47845-11 | CPB 123кл.т. 0,2кт.н. 110000/√3:100/√3Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Госреестр № 36697-17 | | 7 | ПС 110 кВ Тосно-новая (ПС-539), ЗРУ-10 кВ,
1с. 10 кВ,
яч. 106, ф. 106 | ТЛО-10кл.т. 0,2Sкт.т. 500/5Рег. № 25433-11 | НАМИТ-10кл.т. 0,5кт.н. 10000/100Рег. № 16687-07 | A1802RALQ-P4GB-DW-4кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 31857-11 | | 8 | ПС 110 кВ Тосно-новая (ПС-539),
ЗРУ-10 кВ,
2с. 10 кВ,
яч. 206, ф. 206 | ТЛО-10кл.т. 0,2Sкт.т. 500/5Рег. № 25433-11 | НАМИТ-10кл.т. 0,5кт.н. 10000/100Рег. № 16687-07 | A1802RALQ-P4GB-DW-4кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 9 | ПС 110 кВ Новожилово (ПС-559),
ОРУ-110 кВ,
ввод 110 кВ Т-1 | ТОГФ-110кл.т. 0,2Sкт.т. 200/5Рег. № 44640-10 | НАМИ-110 УХЛ1кл.т. 0,2кт.н. 110000/√3:100/√3Рег. № 24218-13 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-12 | сервер ООО «РКС-энерго» | | 10 | ПС 110 кВ Новожилово (ПС-559),
ОРУ-110 кВ,
ввод 110 кВ Т-2 | ТОГФ-110кл.т. 0,2Sкт.т. 200/5Рег. № 44640-10 | НАМИ-110 УХЛ1кл.т. 0,2кт.н. 110000/√3:100/√3Рег. № 24218-13 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-12 | | 11 | ПC 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ,
3 с.ш. 10 кВ, яч. 304,
ф. 335-304 | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 1000/5Рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/√3:
100/√3
Рег. № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08 | Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «РКС-энерго»,
УСВ-1 Зав. № 856, Рег. № 28716-05 | | 12 | ПC 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ,
3 с.ш. 10 кВ, яч. 305,
ф. 335-305 | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 1000/5Рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/√3:
100/√3
Рег. № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08 | | 13 | ПC 110 кВ Кудрово
(ПС-335), РУ-10 кВ,
3 с.ш. 10 кВ, яч. 309,
ф. 335-309 | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/√3:
100/√3
Рег. № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08 | | 14 | ПC 110 кВ Кудрово
(ПС-335), РУ-10 кВ,
3 с.ш. 10 кВ, яч. 310,
ф. 335-310 | ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 300/5
Рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/√3:
100/√3
Рег. № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08 | | 15 | ПC 110 кВ Кудрово
(ПС-335), РУ-10 кВ,
4 с.ш. 10 кВ, яч. 406,
ф. 335-406 | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 200/5Рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/√3:
100/√3
Рег. № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08 | | 16 | ПC 110 кВ Кудрово
(ПС-335), РУ-10 кВ,
4 с.ш. 10 кВ, яч. 407,
ф. 335-407 | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 300/5Рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/√3:
100/√3
Рег. № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 17 | ПC 110 кВ Кудрово
(ПС-335), РУ-10 кВ,
4 с.ш. 10 кВ, яч. 410,
ф. 335-410 | ТОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5Sкт.т. 600/5Рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/√3:
100/√3
Рег. № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08 | | 18 | ПC 110 кВ Кудрово
(ПС-335), РУ-10 кВ,
4 с.ш. 10 кВ, яч. 411,
ф. 335-411 | ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 300/5
Рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/√3:
100/√3
Рег. № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-08 |
Продолжение таблицы 2
| 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 УСВ-1 на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть. | | Номер ИИК | cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ( | | 1 – 4
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,5S | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 | | 5, 6, 9, 10
ТТ - 0,2S; ТН - 0,2;
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 | | 7, 8
ТТ - 0,2S; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | | 11 – 18
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 | | Номер ИИК | sinφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ( | | 1 – 4
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик – 1,0 | 0,44 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 | | 5, 6, 9, 10
ТТ - 0,2S; ТН - 0,2;
Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ( | | 1 – 4
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,5S | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 | | 5, 6, 9, 10
ТТ - 0,2S; ТН - 0,2;
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 | | 7, 8
ТТ - 0,2S; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | | 11 – 18
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 | | Номер ИИК | sinφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ( | | 1 – 4
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик – 1,0 | 0,44 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 | | 5, 6, 9, 10
ТТ - 0,2S; ТН - 0,2;
Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИИК | sinφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ( | | 7, 8
ТТ - 0,2S; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±3,2 | ±2,8 | ±2,3 | ±2,3 | | 11 – 18
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±6,0 | ±4,0 | ±3,0 | ±3,0 | | Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИИК 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 ИИК
| Наименование характеристики | Значение | | 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
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-1, °С
относительная влажность воздуха при +25 (С, % | от 90 до 110
от 1 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
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-08:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-12:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-17:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики A1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
УСВ-1:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000
2
165000
2
220000
2
120000
2
35000
2 | | Глубина хранения информации
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:
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
Серверы:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113,7
10
172
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 | IMB 145 | 6 шт. | | Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 шт. | | Трансформатор тока | ТОГФ-110 | 6 шт. | | Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 6 шт. | | Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 30 шт. | | Трансформатор напряжения | CPB 123 | 6 шт. | | Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 4 шт. | | Трансформатор напряжения | НОЛ-СЭЩ-10 | 6 шт. | | Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 шт. | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 4 шт. | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 2 шт. | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 12 шт. | | Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 2 шт. | | Сервер (ООО «РКС-энерго») | Intel Xeon | 1 шт. | | Сервер (ПАО «Ленэнерго») | HP Proliant ML370 | 1 шт. | | Методика поверки | РТ-МП-5655-500-2018 | 1 экз. | | Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.330 ПФ | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу РТ-МП-5655-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС 110 кВ «Тихвин-Западная» (ПС-147), ПС 110 кВ «Лаврики» (ПС-218), ПС 110 кВ «Тосно-Новая» (ПС-539), ПС 110 кВ «Новожилово» (ПС-559), ПС 110 кВ «Кудрово» (ПС-335). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 07.12.2018 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) – по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) – по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17) – по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
счетчиков Альфа А1800 – по методике проверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
УСВ-1 – по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 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 в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
| | 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 «Межрегиональный центр метрологического обеспечения»
(ООО «МЦМО»)
ИНН 7715671659
Адрес: 600021, г. Владимир, ул. Пушкарская, д. 46, офисы №№ 514, 515, 517
Телефон: +7 (4922) 47-09-36
Факс: +7 (4922) 47-09-37
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (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
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
|
| |
