Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Кировские городские электрические сети"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1911 п. 19 от 26.11.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Кировские 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.

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 - 31, 62 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 ООО «РКС-энерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИИК 32 - 61 и считывает с них 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 - 31, 62 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к счетчикам ИИК 1 - 31, 62, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 31, 62 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 31, 62 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 32 - 61 и сервера ООО «РКС-энерго» происходит при обращении к счетчикам ИИК 32 - 61, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 32 - 61 и сервера ООО «РКС-энерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 32 - 61 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)

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

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)

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

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)

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

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.

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

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110 кВ Ивановская (ПС-207), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.02, ф.207-02

ТЛК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 зав. № 0382110000022 0382110000018 Рег. № 42683-09

НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2412; Рег. № 831-69

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155315 Рег. № 31857-06

Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «РКС-энерго», УСВ-1 Зав. № 856, Рег. № 28716-05

2

ПС 110 кВ Ивановская (ПС-207), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.03, ф.207-03

ТЛК-CT кл.т. 0,2S кт.т. 400/5 зав. № 0597160000001 0597160000003 Рег. № 58720-14

НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2412; Рег. № 831-69

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06952417 Рег. № 31857-06

3

ПС 110 кВ Ивановская (ПС-207), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.13, ф.207-13

ТЛК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 зав. № 0382110000003 0382110000012 Рег. № 42683-09

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0099; Рег. № 16687-02

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155294 Рег. № 31857-06

4

ПС 110 кВ Ивановская (ПС-207), КРУН-10 кВ, 2с.ш.

10 кВ, яч.15, ф.207-15

ТЛК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 зав. № 0382110000007 0382110000010 Рег. № 42683-09

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0099; Рег. № 16687-02

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06952343 Рег. № 31857-06

5

ПС 110 кВ Ивановская (ПС-207), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.20, ф.207-20

ТЛК-CT кл.т. 0,2S кт.т. 400/5 зав. № 0597160000004 0597160000002 Рег. № 58720-14

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0099; Рег. № 16687-02

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155351 Рег. № 31857-06

6

ПС 35 кВ Отрадное (ПС-730), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.1, ф.730-01

ТПЛ-10с кл.т. 0,5S кт.т. 50/5 зав. № 3805100000185 3805100000184 Рег. № 29390-10

ЗНОЛПМ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 2252; 2247; 2249; Рег. № 35505-07

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06952400 Рег. № 31857-06

1

2

3

4

5

6

7

ПС 35 кВ Отрадное (ПС-730), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.3, ф.730-03

ТПЛ-10с кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 зав. № 3805100000226 0382110000037 3805100000229 Рег. № 29390-10

ЗНОЛПМ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 2252; 2247; 2249; Рег. № 35505-07

СЭТ-4ТМ.02.2 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01061236 Рег. № 20175-01

Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «РКС-энерго», УСВ-1 Зав. № 856, Рег. № 28716-05

8

ПС 35 кВ Отрадное (ПС-730), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.10, ф.730-10

ТПЛ-10с кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 зав. № 3805100000031 3805100000213 Рег. № 29390-10

ЗНОЛПМ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 2252; 2247; 2249; Рег. № 35505-07

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06952405 Рег. № 31857-06

9

ПС 35 кВ Отрадное (ПС-730), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.11, ф.730-11

ТПЛ-10с кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 зав. № 3805100000209 3805100000199 Рег. № 29390-10

ЗНОЛПМ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 2252; 2247; 2249; Рег. № 35505-07

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06952437 Рег. № 31857-06

10

ПС 35 кВ Отрадное (ПС-730), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.13, ф.730-13

ТПЛ-10с кл.т. 0,5S кт.т. 75/5 зав. № 3805100000187 3805100000188 Рег. № 29390-10

ЗНОЛПМ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 2250; 2248; 2251; Рег. № 35505-07

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06952386 Рег. № 31857-06

11

ПС 35 кВ Отрадное (ПС-730), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.14, ф.730-14

ТПЛ-10с кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 зав. № 3805100000207 3805100000208 Рег. № 29390-10

ЗНОЛПМ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 2250; 2248; 2251; Рег. № 35505-07

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06952355 Рег. № 31857-06

12

ПС 35 кВ Отрадное (ПС-730), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.20, ф.730-20

ТПЛ-10с кл.т. 0,5S кт.т. 50/5 зав. № 3805100000186 3805100000183 Рег. № 29390-10

ЗНОЛПМ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 2250; 2248; 2251; Рег. № 35505-07

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06952345 Рег. № 31857-06

13

ПС 35 кВ Отрадное (ПС-730), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.21, ф.730-21

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 50/5 зав. № 41831 41703 Рег. № 1276-59

ЗНОЛПМ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 2250; 2248; 2251; Рег. № 35505-07

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06952372 Рег. № 31857-06

1

2

3

4

5

6

14

ПС 35 кВ Отрадное (ПС-730), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.22, ф.730-22

ТПЛ-10с кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 зав. № 3805100000201; 3805100000202 Рег. № 29390-10

ЗНОЛПМ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 2250; 2248; 2251; Рег. № 35505-07

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06952380 Рег. № 31857-06

Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «РКС-энерго», УСВ-1 Зав. № 856, Рег. № 28716-05

15

ПС 35 кВ Мга (ПС720), КРУН-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, ф.720-02

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 зав. № 35573 35543; 35546 Рег. № 25433-11

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2100120000019 Рег. № 16687-07

Меркурий 233 ART2-00 KRR кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 13067665 Рег. № 34196-10

16

ПС 35 кВ Мга (ПС720), КРУН-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, ф.720-03

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 зав. № 35552; 35554; 35576 Рег. № 25433-11

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2100120000019 Рег. № 16687-07

Меркурий 233 ART2-00 KRR кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 13035286 Рег. № 34196-10

17

ПС 35 кВ Мга (ПС720), КРУН-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, ф.720-07

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 зав. № 35593; 35604; 35597 Рег. № 25433-11

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2100120000020 Рег. № 16687-07

Меркурий 233 ART2-00 KRR кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 13067649 Рег. № 34196-10

18

ПС 35 кВ Мга (ПС720), КРУН-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, ф.720-08

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 зав. № 35553; 35558; 35550 Рег. № 25433-11

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2100120000020 Рег. № 16687-07

Меркурий 233 ART2-00 KRR кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 13067653 Рег. № 34196-10

19

ПС 35 кВ Мга (ПС720), КРУН-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, ф.720-10

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 зав. № 35574; 35567; 35564 Рег. № 25433-11

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2100120000020 Рег. № 16687-07

Меркурий 233 ART2-00 KRR кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 13067664 Рег. № 34196-10

20

ПС 35 кВ Мга (ПС720), КРУН-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, ф.720-13

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 зав. № 35594; 35588; 35600 Рег. № 25433-11

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2100120000019 Рег. № 16687-07

Меркурий 233 ART2-00 KRR кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 13067666 Рег. № 34196-10

21

ПС 35 кВ (ПС-726), ЗРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, ф.726-01

ТПК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 зав. № 3805100000071; 3805100000061 Рег. № 22944-07

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 373873; Рег. № 380-49

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155248 Рег. № 31857-06

1

2

3

4

5

6

22

ПС 35 кВ (ПС-726), ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, ф.726-02

ТПК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 зав. № 3805100000067; 3805100000068 Рег. № 22944-07

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2735; Рег. № 380-49

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155337 Рег. № 31857-06

Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «РКС-энерго», УСВ-1 Зав. № 856, Рег. № 28716-05

23

ПС 35 кВ (ПС-726), ЗРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, ф.726-03

ТПФ-10

кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 зав. № 127613;

126181 Рег. № 517-50

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 373873; Рег. № 380-49

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155386 Рег. № 31857-06

24

ПС 110 кВ Салют (ПС-524), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, ф.524-10

ТЛМ-10

кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 зав. № 5877; 0179 Рег. № 2473-69

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3024 Рег. № 831-69

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155330 Рег. № 31857-06

25

ПС 110 кВ Салют (ПС-524), КРУН-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, ф.524-13

ТЛМ-10

кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 зав. № 1739; 5389 Рег. № 2473-69

НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3024 Рег. № 831-69

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155452 Рег. № 31857-06

26

ПС 35 кВ Павлово-новая (ПС-729), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.16, ф.729-04

ТЛК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 зав. № 3805100000171; 3805100000170 Рег. № 42683-09

НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3042 Рег. № 20186-05

ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305082198 Рег. № 27779-04

27

ПС 35 кВ Павлово-новая (ПС-729), КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.20, ф.729-05

ТЛК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 зав. № 3805100000173; 3805100000452 Рег. № 42683-09

НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3042 Рег. № 20186-05

ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305082538 Рег. № 27779-04

28

ПС 35 кВ Павлово-новая (ПС-729), КРУН-10 кВ, 2с. ш. 10 кВ, яч.4, ф.729-14

ТПЛ-10с кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 зав. № 3805100000032; 3805100000221 Рег. № 29390-10

ТЛП-10-5 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 зав. № 14489 Рег. №30709-11

НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2697; Рег. № 20186-00

СЭТ-4ТМ.02.2 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 06060035 Рег. № 20175-01

1

2

3

4

5

6

29

ТП 10 кВ №3732, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 зав. № 529496; 529536; 529524 Рег. № 44142-11

_

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155345 Рег. № 31857-06

Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «РКС-энерго», УСВ-1 Зав. № 856, Рег. № 28716-05

30

ТП 10 кВ №3753, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 зав. № 529493; 530173; 530176 Рег. № 44142-11

_

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155384 Рег. № 31857-06

31

ТП 10 кВ №3753, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2

ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 зав. № 529175; 529296; 529210 Рег. № 44142-11

_

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01155376 Рег. № 31857-06

32

ПС 35 кВ Малукса (ПС-733), РУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, ф.733-01

ТПЛ-10

кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 зав. № 49506;

47301 Рег. № 1276-59

ЗНАМИТ-10(6)-1УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 875;

Рег. № 40740-09

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 1301180330 Рег. № 51593-12

Сервер ООО «РКС-энерго»

33

ПС 35 кВ Малукса (ПС-733), РУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, ф.733-02

ТПЛ-10

кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 зав. № 22021;

12389 Рег. № 1276-59

ЗНАМИТ-10(6)-1УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 875;

Рег. № 40740-09

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 1312170814 Рег. № 51593-12

34

ТП-128, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 1000/5 зав. № 2019808; 2019833; 2019835 Рег. № 47957-11

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0601121021 Рег. № 36355-07

35

ПС 110 кВ Кировский завод ЖБИ (ПС-382), ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, яч.17, ввод 6 кВ Т-1

ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 2000/5 зав. № 3406; 642; 3875 Рег. № 1423-60

ЗНАМИТ-10(6)-1УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 003;

Рег. № 40740-09

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0612102474 Рег. № 36355-07

36

ПС 110 кВ Кировский завод ЖБИ (ПС-382), ЗРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, яч.16, ввод 6 кВ Т-2

ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 2000/5 зав. № 8610; 676; 3543 Рег. № 1423-60

ЗНАМИТ-10(6)-1УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 007;

Рег. № 40740-09

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0612104655 Рег. № 36355-07

1

2

3

4

5

6

37

ПС 35 кВ Ладога, ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, яч.111, ввод 6 кВ Т-1

ТОЛ-10-IM

кл.т. 0,5S кт.т. 1500/5 зав. № 10656; 10655; 10493 Рег. № 36307-07

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2017100000004; Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0602121498 Рег. № 36355-07

Сервер ООО «РКС-энерго»

38

ПС 35 кВ Ладога, ЗРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, яч.208, ввод 6 кВ Т-2

ТОЛ-10-IM кл.т. 0,5S кт.т. 1500/5 зав. № 10203; 10204; 10494 Рег. № 36307-07

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2017100000002; Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0602121469 Рег. № 36355-07

39

ТП 10 кВ №3320, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 зав. № 134394; 134395; 134396 Рег. № 52667-13

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0612110606 Рег. № 36355-07

40

ТП-3787, 10/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ

ТШ-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 зав. № 152144; 152145; 152146 Рег. № 67928-17

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0612105060 Рег. № 36355-07

41

ТП-3823, 10/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 зав. № 355793; 334541; 334542 Рег. № 52667-13

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0307075062 Рег. № 27779-04

42

ТП-3822, 10/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 зав. № 334547; 334536; 334548 Рег. № 52667-13

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305080160 Рег. № 27779-04

43

ТП 10 кВ №3817, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 зав. № 7079429; 7079441; 7079433 Рег. № 64182-16

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0304081542 Рег. № 27779-04

44

ВЛ-10 кВ ф.524-01 оп.58, ППв-3163 10 кВ на оп.58-а

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 зав. № 35670; 35523; 35525 Рег. № 15128-01

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1641; Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0303082589 Рег. № 27779-04

1

2

3

4

5

6

45

ТП 10 кВ №3754, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 зав. № 2000711; 2000724; 2000733 Рег. № 47957-11

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305080203 Рег. № 27779-04

Сервер ООО «РКС-энерго»

46

ТП-3758, 10/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 зав. № 8037498; 8037520; 8037510 Рег. № 64182-16

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0304081673 Рег. № 27779-04

47

ТП-3758, 10/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2

ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 зав. № 8037531; 8037545; 8037524 Рег. № 64182-16

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305080011 Рег. № 27779-04

48

ТП-3809, 10/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 зав. № 132878; 451287; 132857 Рег. № 52667-13

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305080349 Рег. № 27779-04

49

ТП 10 кВ №3757, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 зав. № 333827; 333826; 333829 Рег. № 52667-13

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305080218 Рег. № 27779-04

50

ТП 10 кВ №3756, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 зав. № 308432 308450 308440

Рег. № 52667-13

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305080150 Рег. № 27779-04

51

ТП 10 кВ №3756, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 зав. № 308433; 308439; 308458 Рег. № 52667-13

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305080358 Рег. № 27779-04

52

ТП 10 кВ №3755, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 зав. № 134420; 134419; 134418 Рег. № 52667-13

_

ПСЧ-4ТМ.05.05 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305086239 Рег. № 27779-04

1

2

3

4

5

6

53

ТП 10 кВ №3741, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 зав. № 095703; 095709; 095708 Рег. № 52667-13

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0607122300 Рег. № 36355-07

Сервер ООО «РКС-энерго»

54

ТП 10 кВ №3426, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 зав. № 173925; 173795; 173796 Рег. № 22656-07

_

ПСЧ-4ТМ.05.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0305080320 Рег. № 27779-04

55

ТП 6 кВ №2, РУ-6 кВ, яч.5, КЛ-6 кВ

ТПЛМУ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 50/5 зав. № 52346;

52354 Рег. № 2363-68

НАМИТ-10 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2302100000011; Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0612105921 Рег. № 36355-07

56

ТП-МПК, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 зав. № 115015; 115016; 115034 Рег. № 52667-13

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 0604111796 Рег. № 36355-07

57

ВЛ-10 кВ ф.524-01 оп.11, ПКУ-10 кВ на оп.11а

ТЛО-10

кл.т. 0,5S

кт.т. 50/5 зав. № 17-25974; 17-25976;17-25975 Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-НТЗ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 24374; 25332; 25333;

Рег. № 51676-12

ПСЧ-4ТМ.05 МК.00.01 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 1112160147 Рег. № 64450-16

58

ВЛ-10 кВ ф.524-04 оп.37, ПКУ-10 кВ на оп.1

ТЛО-10

кл.т. 0,5S

кт.т. 80/5 зав. № 17-25972; 17-25971; 17-25973 Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-НТЗ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Зав. № 23589; 23590; 23588;

Рег. № 51676-12

ПСЧ-4ТМ.05 МК.00.01 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 1112160030 Рег. № 64450-16

59

ТП 10 кВ №194, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-1

ТОП М-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 зав. № 027066; 027072; 027078 Рег. № 59924-15

_

ПСЧ-4ТМ.05МД.05 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 1312172148 Рег. № 51593-12

60

ТП 10 кВ №195, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-1

_

_

ПСЧ-4ТМ.05МК.20 кл.т. 1,0/2,0 зав. № 1110172603 Рег. № 64450-16

1

2

3

4

5

6

61

ВЛ-6 кВ ф.726-07 оп.14, ПКУ-6 кВ на оп.1

ТЛО-10

кл.т. 0,5S

кт.т. 50/5 зав. № 15-49587; 15-49588; 15-49586 Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-НТЗ-6 кл.т. 0,5 кт.т. 6300/^3:100/^3 зав. № 27532; 27319; 27315 Рег. № 51676-12

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 1301180323 Рег. № 51593-12

Сервер ООО «РКС-энерго»

62

ПС 35 кВ (ПС-726), ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, ф.726-05

ТПК-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 зав. № 3805100000313; 3805100000315 Рег. № 22944-07

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2735; Рег. № 380-49

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 зав. № 01278572 Рег. № 31857-11

Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «РКС-энерго», УСВ-1 Зав. № 856, Рег. № 28716-05

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.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

cosф

Пределы доп измерении а применения А

^скаемой относительной погрешности ИИК при ктивной электроэнергии в рабочих условиях ИИС КУЭ (5), %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

13, 23 - 25, 32, 33, 35, 36, 55

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) ГОСТ Р 523232005

1,0

-

±2,2

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,3

±2,0

0,5

-

±5,6

±3,2

±2,6

7, 26 - 28, 44 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) ГОСТ 30206-94

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,8

±2,0

±1,8

±1,8

0,8

±3,3

±2,2

±1,9

±1,9

0,7

±3,9

±2,5

±2,1

±2,1

0,5

±5,7

±3,5

±2,7

±2,7

1, 3, 4, 6, 8 - 12, 14 - 22, 37, 38, 57, 58, 61, 62 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) ГОСТ Р 52323

2005

1,0

±2,4

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±3,2

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,8

±2,4

±2,0

±2,0

0,5

±5,6

±3,3

±2,6

±2,6

2, 5 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) ГОСТ Р 523232005

1,0

±1,9

±1,5

±1,4

±1,4

0,9

±2,0

±1,6

±1,5

±1,5

0,8

±2,1

±1,7

±1,6

±1,6

0,7

±2,2

±1,8

±1,6

±1,6

0,5

±2,8

±2,3

±2,0

±2,0

41 - 43, 45 - 52, 54 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) ГОСТ 30206-94

1,0

±2,4

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±3,2

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,8

±2,4

±1,9

±1,9

0,5

±5,6

±3,2

±2,4

±2,4

29 - 31, 34, 39, 40, 53, 56, 59

(ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) ГОСТ Р 52323

2005

1,0

±2,3

±1,5

±1,4

±1,4

0,9

±2,7

±1,7

±1,5

±1,5

0,8

±3,2

±1,9

±1,6

±1,6

0,7

±3,7

±2,2

±1,7

±1,7

0,5

±5,5

±3,1

±2,2

±2,2

60 Счетчик 1,0 ГОСТ Р 523232005

1,0

-

±3,1

±2,9

±2,9

0,9

-

±3,2

±2,9

±2,9

0,8

-

±3,3

±3,0

±3,0

0,7

-

±3,4

±3,0

±3,0

0,5

-

±3,5

±3,2

±3,2

Номер ИИК

simp

Пределы доп] измерении ре применения А

рскаемой относительной погрешности ИИК при активной электроэнергии в рабочих условиях ИИС КУЭ (5), %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

32, 33, 35, 36, 55 (ТТ 0,5; ТН 0,5;

Счетчик 1,0) ГОСТ Р 524252005

0,44

-

±7,2

±4,7

±4,1

0,6

-

±5,5

±3,9

±3,6

0,71

-

±4,7

±3,6

±3,4

0,87

-

±4,0

±3,3

±3,1

13, 23 - 25 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83

0,44

-

±7,2

±4,7

±4,1

0,6

-

±5,5

±3,9

±3,6

0,71

-

±4,7

±3,6

±3,4

0,87

-

±4,0

±3,3

±3,1

1, 3, 4, 6 - 12, 14, 21, 22, 26 - 28, 44 (ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83

0,44

±12,3

±4,9

±3,6

±3,2

0,6

±10,3

±3,8

±2,7

±2,6

0,71

±9,5

±3,4

±2,4

±2,4

0,87

±8,8

±3,0

±2,2

±2,2

15 - 20, 37, 38, 57, 58, 61, 62 (ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Счетчик 1,0) ГОСТ Р 524252005

0,44

±6,6

±4,9

±4,1

±4,1

0,6

±5,1

±4,1

±3,6

±3,6

0,71

±4,4

±3,8

±3,4

±3,4

0,87

±3,9

±3,5

±3,1

±3,1

2, 5 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83

0,44

±10,9

±3,9

±2,9

±2,5

0,6

±8,5

±3,3

±2,4

±2,2

0,71

±7,6

±3,0

±2,2

±2,1

0,87

±6,7

±2,8

±2,1

±2,1

29 - 31, 41 - 43, 45 - 52, 54 (ТТ 0,5 S; Счетчик 1,0)

ГОСТ 26035-83

0,44

±12,2

±4,7

±3,2

±2,8

0,6

±10,2

±3,7

±2,5

±2,4

0,71

±9,4

±3,2

±2,3

±2,2

0,87

±8,7

±2,9

±2,1

±2,1

34, 39, 40, 53, 56, 59

(ТТ 0,5 S; Счетчик 1,0)

ГОСТ Р 52425

2005

0,44

±6,4

±4,7

±3,9

±3,9

0,6

±5,0

±4,0

±3,4

±3,4

0,71

±4,4

±3,7

±3,2

±3,2

0,87

±3,8

±3,4

±3,1

±3,1

60 Счетчик 2,0 ГОСТ Р 524252005

0,44

-

±5,8

±5,6

±5,6

0,6

-

±5,6

±5,3

±5,3

0,71

-

±5,4

±5,1

±5,1

0,87

-

±5,2

±4,9

±4,9

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

1

2

Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином

от 98 до 102

ток, % от 1ном

от 100 до 120

частота, Гц

от 49,85 до 50,15

коэффициент мощности cos ф

0,9

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 30 до 80

Рабочие условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от ином

ток, % от 1ном для ИИК 1 - 12, 14 - 22, 26 - 31, 34, 37 - 54, 56 - 59, 61,

от 90 до 110

62

от 1 до 120

ток, % от 1ном для ИИК 13, 23 - 25, 32, 33, 35, 36, 55, 60

от 5 до 120

коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -40 до +50

температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-1, °С

от +5 до +35

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 75 до 98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики Меркурий 233:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

150000

среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики ПСЧ-4ТМ.05:

2

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М:

2

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД:

2

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК:

2

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики СЭТ-4ТМ.02:

2

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики A1800:

2

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-1:

2

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

1

2

Глубина хранения информации

Счетчики Меркурий 233:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при

отключении питания, сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

Счетчики ПСЧ-4ТМ.05:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

Счетчики СЭТ-4ТМ.02, ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05МД,

ПСЧ-4ТМ.05МК:

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

170

10

56

10

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.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛК-10

10 шт.

Трансформатор тока

ТЛК-СТ

4 шт.

Трансформатор тока

ТПЛ-10с

19 шт.

Трансформатор тока

ТЛП-10-5

1 шт.

Трансформатор тока

ТЛО-10

27 шт.

1

2

3

Трансформатор тока

ТПК-10

6 шт.

Трансформатор тока

ТПФ-10

2 шт.

Трансформатор тока

ТЛМ-10

4 шт.

Трансформатор тока

ТШП-0,66

24 шт.

Трансформатор тока

ТПЛ-10

6 шт.

Трансформатор тока

ТПШЛ-10

6 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-10-IM

6 шт.

Трансформатор тока

T-0,66

33 шт.

Трансформатор тока

ТШ-0,66

3 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

3 шт.

Трансформатор тока

ТПЛМУ-10

2 шт.

Трансформатор тока

ТОП М-0,66

3 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНАМИТ- 10(6)-1УХЛ2

3 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

7 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-НТЗ-10

6 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-НТЗ-6

3 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-10

1 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛПМ-10

6 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

1 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

Меркурий 233 ART2-00 KRR

6 шт.

ПСЧ-4ТМ.05.04

11 шт.

ПСЧ-4ТМ.05.05

1 шт.

ПСЧ-4ТМ.05М

5 шт.

ПСЧ-4ТМ.05

3 шт.

ПСЧ-4ТМ.05М.04

5 шт.

ПСЧ-4ТМ.05МД.05

1 шт.

ПСЧ-4ТМ.05МД.01

3 шт.

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

2 шт.

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

1 шт.

СЭТ-4ТМ.02.2

2 шт.

A1805RALQ-P4GB-DW-4

22 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1 шт.

Сервер (ООО «РКС-энерго»)

Intel Xeon

1 шт.

Сервер (ПАО «Ленэнерго»)

HP ProLiant ML370

1 шт.

Методика поверки

МП 1874/550-2014 (с Изменением № 1)

1 экз.

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.319 ПФ

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 1874/550-2014 с изменением № 1 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Кировские городские электрические сети». 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 электроэнергии Меркурий 233 - по методике поверки АВЛГ.411152.030 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 23 декабря 2008 г.;

счетчиков электроэнергии Альфа А1800 (Рег. № 31857-06) - по методике поверки МП2203-0042-2006, утвержденной «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;

счетчиков электроэнергии Альфа А1800 (Рег. № 31857-11) - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1 утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике поверки ИЛГШ.411152.177 РЭ1 согласованной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым 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.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Кировские городские электрические сети»». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0025/2018-01.00324-2011 от 06.11.2018.

Нормативные документы

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

Развернуть полное описание