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"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

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 30минутные 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 сервера ПАО «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)

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)

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.

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

^ 1

Наименование

ИИК

Состав ИИК АИИС КУЭ

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

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-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-4

кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 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-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-11

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07

A1805RALQ-

P4GB-DW-4

кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

3

ПС 110 кВ Тихвин-Западная (ПС-147), РУ-10 кВ, 2с. 10 кВ, яч. 147-02 КЛ-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-11

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07

A1805RALQ-

P4GB-DW-4

кл.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-4

кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

5

ПС 110 кВ Лаврики (ПС-218),

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1

IMB 145 кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Рег. № 47845-11

CPB 123 кл.т. 0,2 кт.н. 110000/V3: 100/V3 Рег. № 47844-11

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-17

6

ПС 110 кВ Лаврики (ПС-218),

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2

IMB 145 кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Рег. № 47845-11

CPB 123 кл.т. 0,2 кт.н. 110000/V3: 100/V3 Рег. № 47844-11

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-17

7

ПС 110 кВ Тосно-новая (ПС-539), ЗРУ-10 кВ,

1 с. 10 кВ, яч. 106, ф. 106

ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 500/5 Рег. № 25433-11

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

8

ПС 110 кВ Тосно-новая (ПС-539), ЗРУ-10 кВ,

2с. 10 кВ, яч. 206, ф. 206

ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 500/5 Рег. № 25433-11

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07

A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

1

2

3

4

5

6

9

ПС 110 кВ Новожи-лово (ПС-559), ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1

ТОГФ-110 кл.т. 0,2S кт.т. 200/5 Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 кт.н. 110000/V3:

100/V3

Рег. № 24218-13

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

сервер ООО «РКС-энерго»

10

ПС 110 кВ Новожи-лово (ПС-559), ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2

ТОГФ-110 кл.т. 0,2S кт.т. 200/5 Рег. № 44640-10

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 кт.н. 110000/V3: 100/V3 Рег. № 24218-13

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

11

ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 304, ф. 335-304

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1000/5 Рег. № 32139-06

НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/V3: 100/V3 Рег. № 35955-07

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

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

12

ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 305, ф. 335-305

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1000/5 Рег. № 32139-06

НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/V3: 100/V3 Рег. № 35955-07

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

13

ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 309, ф. 335-309

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-06

НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/V3: 100/V3 Рег. № 35955-07

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

14

ПС 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/V3: 100/V3 Рег. № 35955-07

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

15

ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 406, ф. 335-406

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/V3: 100/V3 Рег. № 35955-07

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

16

ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 407, ф. 335-407

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-06

НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/V3: 100/V3 Рег. № 35955-07

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

17

ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 410, ф. 335-410

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 32139-06

НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/V3: 100/V3 Рег. № 35955-07

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

18

ПС 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/V3: 100/V3 Рег. № 35955-07

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 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._

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), %

51(2) %, I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

55 %,

I5 %£ 1 изм< 1 20 %

520 %,

1 20 %£ 1 изм< 1 100 %

5100 %,

I100 %£ 1 изм£ 1 120 %

1 - 4

ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S

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

5, 6, 9, 10 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S

1,0

±1,2

±0,8

±0,8

±0,8

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,9

±0,9

0,7

±1,6

±1,1

±1,0

±1,0

0,5

±2,1

±1,4

±1,2

±1,2

7, 8

ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2 S

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,1

±1,0

±1,0

0,8

±1,6

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,8

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

11 - 18 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

±1,0

0,9

±2,4

±1,5

±1,2

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

±1,4

0,7

±3,6

±2,1

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

Номер ИИК

sin9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

1 2 %£ 1 изм< 1 5 %

55 %,

I5 %£ 1 изм< 1 20 %

520 %,

1 20 %£ 1 изм< 1 100 %

5100 %,

I100 %£ 1 изм£ 1 120 %

1 - 4

ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0

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

5, 6, 9, 10 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5

0,44

±2,9

±2,5

±2,0

±2,0

0,6

±2,5

±2,3

±1,8

±1,8

0,71

±2,4

±2,2

±1,7

±1,7

0,87

±2,2

±2,1

±1,7

±1,7

Номер ИИК

sin9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения

АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

1 2 %Л 1 изм< 1 5 %

55 %,

I5 %Л 1 изм< 1 20 %

нч

0

%

1 ^5

м%

I

0

о

%

5100 %,

I100 %Л 1 измЛ 1 120 %

7, 8

ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5

0,44

±3,2

±2,8

±2,3

±2,3

0,6

±2,7

±2,4

±2,0

±2,0

0,71

±2,5

±2,3

±1,9

±1,9

0,87

±2,3

±2,2

±1,8

±1,8

11 - 18 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5

0,44

±6,0

±4,0

±3,0

±3,0

0,6

±4,3

±3,1

±2,4

±2,4

0,71

±3,6

±2,8

±2,1

±2,1

0,87

±3,0

±2,4

±1,9

±1,9

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

Нормальные условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от ином

ток, % от 1ном

частота, Гц

коэффициент мощности cos j 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 ином ток, % от 1ном 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

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-08:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-12:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-17:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики A1800:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ-1:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

менее

113,7

при отключении питания, лет, не менее

10

Счетчики A1800:

тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее

172

при отключении питания, лет, не менее

10

Серверы:

хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений, лет, не менее

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.

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.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы 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). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0027/2018-01.00324-2011 от 09.11.2018 г.

Нормативные 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

Развернуть полное описание