Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Ленинградской области

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1283 п. 39 от 18.08.2014
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) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-327 (далее - УСПД), контроллер СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-1 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД», сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», сервер центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ОАО «Ленэнерго» и ИВК «ИКМ-Пирамида», УССВ-16HVS, УССВ-35HVS, УСВ-1 и УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» и ПО «Пирамида-2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 1-11 и №№ 14-40 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД RTU-327, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются на сервер сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 12, 13, по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, после чего сигнал передаётся по каналу связи стандарта GSM на входы контроллера СИКОН С70, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее через GSM контроллер результаты измерений передаются на ИВК «ИКМ-Пирамида», где происходит сбор, обработка и передача информации на ЦСОД ОАО «Ленэнерго». Данные об энергопотреблении с ЦСОД ОАО «Ленэнерго» в автоматическом режиме передаются на сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде отчетов XML-формата, в рамках согласованного сторонами регламента.

Сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» осуществляет передачу полученных данных в виде XML-отчетов в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным организациям ОРЭМ.

Передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ типов 16HVS и 35LVS (35HVS), синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS/GLONASS-приемника, входящего в состав УСВ-1.

Для синхронизации часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» используется УССВ-16HVS. Синхронизация УССВ-16HVS и сервера происходит 1 раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Для синхронизации сервера ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ ОАО «РЖД» используется УССВ типа 35LVS (35HVS). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция часов сервера.

Часы УСПД RTU-327 синхронизируются с сервером сбора данных ОАО «РЖД» при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1с.

Часы счетчиков ИИК №№ 1 -11, 14 -40 синхронизируются с часами УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.

Для синхронизации часов ЦСОД ОАО «Ленэнерго» используется УСВ-1. Сравнение показаний часов УСВ-1 и сервера происходит 1 раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Часы сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизированы с часами УСВ-2, синхронизация осуществляется 1 раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Синхронизация часов контроллера СИКОН С70 осуществляется от УСВ-1. Коррекция осуществляется при расхождении на величину более чем ±1 с. Каждый сеанс связи УСВ-1 с контроллером СИКОН С70 осуществляется сравнение и синхронизация часов. Часы счетчиков ИИК №№ 12, 13 синхронизируются с часами контроллера ежеминутно, коррекция часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ± 2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, контроллеров СИКОН С70, УСПД RTU-327 и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» и ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» и ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ИВК Центра сбора данных А

ИИС КУЭ ОАО «РЖД»

«АльфаЦЕНТР»

"АльфаЦЕНТР АРМ"

AlphaCenterClie ntSetup.exe

4

a65bae8d7150931f8 11cfbc6e4c7189d

MD5

" АльфаЦЕНТР СУБД "Oracle"

AlphaCenterSet up.exe

9

bb640e93f359bab15 a02979e24d5ed48

"АльфаЦЕНТР Коммуникатор"

ACCommSetup. exe

3

3ef7fb23cf160f5660 21bf19264ca8d6

«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»

ПК "Энергия Альфа 2"

Setup.exe

2.0.0.2

17e63d59939159ef3 04b8ff63121df60

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

И

ВК ООО «РУСЭН

ЕРГОСБЫТ»

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe)

Amrserver.exe

3.20.0.0

559f01748d4be825c8 cda4c32dc26c56

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

Amrc.exe

f2958dc53376bc1324 effbc01e4de5cd

драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

Amra.exe

3.20.0.0

4e1d6c29eb14eb6192 d408ea5de3de85

драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

0630461101a0d2c1f5 005c116f6de042

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd

1.2.0.46 CryptoSendMa il

Программа формирования и отправки криптографически защищенных сообщений

CryptoSendMail.e xe

1.2.0.46

f8b11f8c085fb8290b c458f5db5f979a

MD5

ЦСОД ОАО «Ленэнерго», ИВК «ИКМ-

Пирамида»

ПО «Пирамида 2000»

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

Версия 3.0

e55712d0b1b219065 d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

d79874d10fc2b156a0 fdc27e1ca480ac

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Пирамида 2000»

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

Версия 3.0

52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

6f557f885b73726132

8cd77805bd1ba7

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

48e73a9283d1e66494 521f63d00b0d9f

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

c391d64271acf4055b b2a4d3fe1f8f48

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

530d9b0126f7cdc23e cd814c4eb7ca09

Модуль расчета величины ресинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

1ea5429b261fb0e288 4f5b356a1d1e75

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Программный модуль УСВ-1

Программный модуль УСВ-1

usv.exe

Версия 1.0

ba558d4565c3cedb9a acb83afd6737b2

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии «АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 35052-07.

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области и их основные

метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

ИВКЭ

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС «Поповка -тяговая» 110/35/10кВ Вв-1-10кВ

ТЛО-10 1500/5

K.tt.0.5S Зав. №1775 Зав.№ 1776 Зав. № 1773

ЗНОЛ.06-10У3 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 1003724 Зав.№ 1003686 Зав.№. 1002636

A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 01230017

RTU-327 Зав. № 001509 Зав. № 001517 Зав. № 000539

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,6

2

ПС «Поповка -тяговая» 110/35/10кВ Вв-2-10кВ

ТЛО-10 1500/5 Кл.т. 0,5S Зав. №1777 Зав.№ 1772 Зав. № 1774

ЗНОЛ.06-10У3 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 1003790 Зав.№ 1003685 Зав.№. 1003690

A1805RALQ-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 01230016

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,6

3

ПС «Померанье -тяговая» 110/10 кВ Ввод Т-1-110кВ

ТБМО-110

УХЛ1 50/1 Кл.т. 0,2S Зав. №1430 Зав.№ 1448 Зав. № 1444

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 1036 Зав.№ 1037 Зав.№ 905

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01069464

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 4,9

4

ПС «Померанье -тяговая» 110/10 кВ

Ввод Т-2-110кВ

ТБМО-110

УХЛ1 50/1

Кл.т. 0,2S Зав. №1449 Зав.№ 1436 Зав. № 1445

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 888 Зав.№ 886 Зав.№ 903

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01136473

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 4,9

5

ПС Пискаревка-тяговая 35кВ, ввод-Т-1 35кВ

GIF-30-45 300/5

Кл.т. 0,2S Зав.№ 10476458

Зав.№ 10476455 Зав. № 10476457

ЗНОМ-35-54 35000:^3/100:^3

Кл.т. 0,5 Зав.№ 7242 Зав.№ 7128 Зав.№ 6942

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130097

Активная

Реактивная

± 1,0

± 1,8

± 2,2

± 5,0

6

ПС Пискаревка-тяговая 35кВ, ввод-Т-2 35кВ

GIF-30-45 300/5

Кл.т. 0,2S Зав.№ 10476456

Зав.№ 10476451 Зав. № 10476454

ЗНОМ-35-54 35000:^3/100:^3

Кл.т. 0,5 Зав.№ 5456 Зав.№ 6914 Зав.№ 8985

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130064

Активная

Реактивная

± 1,0

± 1,8

± 2,2

± 5,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

ПС «Мельничный ручей - тяговая» 110/35/10 кВ

Т-1-110кВ

ТБМО-110

УХЛ1 150/1 Кл.т. 0,2S Зав. № 965 Зав.№ 962 Зав.№ 973

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 942 Зав.№ 954 Зав.№ 947

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01097628

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 4,9

ПС «Лебяжье- тя-

ТБМО-110

УХЛ1 75/1

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 2128 Зав.№ 969 Зав.№ 699

EA05RAL-B-4

Активная

± 0,8

± 2,1

8

говая» 110/10 кВ

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,5S/1,0

Т-1 -110кВ

Зав. № 1562

Зав.№ 1598

Зав.№ 1563

Зав.№ 01130160

RTU-327 Зав. № 001509 Зав. № 001517 Зав. № 000539

Реактивная

± 1,5

± 4,9

9

ПС «Лебяжье- тяговая» 110/10 кВ

ТБМО-110

УХЛ1 75/1 Кл.т. 0,2S

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 852 Зав.№ 847 Зав.№ 845

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Активная

± 0,8

± 2,1

Т-2 -110кВ

Зав. № 1560

Зав.№ 1565

Зав.№ 1569

Зав.№ 01130203

Реактивная

± 1,5

± 4,9

10

ПС "Чолово-тяговая" 110/35/10кВ

VAU-110 50/1

Кл.т. 0,2S Зав. № 864938 Зав.№ 864940 Зав.№ 864939

VAU-110 110000:^3/100:^3

Кл.т. 0,2 Зав. № 864938 Зав.№ 864940 Зав.№ 864939

EA05 RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0

Активная

± 0,8

± 2,1

ВЛ-110 кВ Чолов-ская-1

Зав.№ 01130369

Реактивная

± 1,5

± 4,9

11

ПС «Теребочево -тяговая» 110/10 кВ,

ТБМО-110 УХЛ1 600/1

Кл.т. 0,2S Зав. № 5670 Зав.№ 5669 Зав.№ 5671

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Активная

± 0,6

± 1,5

ВЛ-110кВ Береж-ковская-1

Зав.№ 3712

Зав.№ 3740

Зав.№ 3741

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01231409

Реактивная

± 1,1

± 2,9

ТВЛМ -10

Активная

12

ПС-244 «Размете-лево» 110/35/10 кВ, Вв-1-10кВ

800/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-10-66 У3 10000/100

A1805RALQ-P4GB-DW-4

± 1,3

± 3,2

Зав. № 25578

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5S/1,0

Реактивная

± 2,5

± 5,2

Зав. № 25501

Зав. № 25572

Зав.№ 3470

Зав.№ 01155451

СИКОН С70

ТПОЛ-10

Зав.№

Активная

13

ПС-244 «Размете-лево» 110/35/10 кВ, Вв-2-10кВ

800/5

Кл.т. 0,5

НАМИ-10 У2 10000/100

A1805RALQ-P4GB-DW-4

02180

± 1,1

± 3,2

Зав. № 48263

Кл.т. 0,2

Кл.т. 0,5S/1,0

Реактивная

± 2,2

± 5,1

Зав. № 48268

Зав. № 48125

Зав.№ 254

Зав.№ 01155242

ТОЛ-10-1М-4

НАМИТ-10-2

RTU-327 Зав. № 001509 Зав. № 001517 Зав. № 000539

Активная

14

ПС «Старый Пе-тергоф-тяговая"

1500/5

Кл.т. 0,5S

УХЛ2 6000/100

Меркурий 233

ART2-00 KRR

± 1,3

± 3,3

35/6кВ

Зав. № 183

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5S/1,0

Реактивная

± 2,5

± 5,6

Ввод Т-5 6кВ

Зав. № 641

Зав. № 642

Зав.№ 6559090000001

Зав.№ 04415997

1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

ПС «Старый Пе-тергоф-тяговая" 35/6кВ Ввод Т-6 6кВ

ТОЛ-10-1М-4

УХЛ2 1500/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 107

Зав. № 115

Зав. № 116

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

Зав.№ 6560090000002

Меркурий 233 ART2-00 KRR Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 05366451

RTU-327 Зав. № 001509 Зав. № 001517 Зав. № 000539

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,6

16

ПС «Старый Пе-тергоф-тяговая" 35/6кВ яч.12 КЛ-6кВ

ТОЛ-10-1-7 У2 200/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 21391 Зав. № 21390 Зав. № 21319

Меркурий 233 ART2-00 KRR Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 04424286

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,6

17

ПС «Старый Пе-тергоф-тяговая" 35/6кВ яч.11 КЛ-6кВ

ТОЛ-10-1-7 У2 200/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 21388 Зав. № 21318 Зав. № 21316

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

Зав.№ 6559090000001

Меркурий 233 ART2-00 KRR Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 04439302

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,6

18

ПС «Лиговотяговая" 35/6 кВ Ввод Т-1 6кВ (яч.7)

ТОЛ-10-1М-4

УХЛ2 1500/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 365

Зав. № 192

Зав. № 191

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

Зав.№ 6559090000002

Меркурий 233 ART2-00 KRR Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 04439303

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,7

19

ПС «Лиговотяговая" 35/6 кВ Ввод Т-2 6кВ (яч.8)

ТОЛ-10-1М-4

УХЛ2 1500/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 117

Зав. № 108

Зав. № 109

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

Зав.№ 6560090000001

Меркурий 233 ART2-00 KRR Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 04434250

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,7

20

ПС «Лиговотяговая" 35/6 кВ фид.Лигово 6кВ (яч.21)

ТОЛ-10-1-7 У2 300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 184 Зав. № 92 Зав. № 89

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

Зав.№ 6559090000002

Меркурий 233 ART2-00 KRR Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 04424297

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,7

21

ПС «Лиговотяговая" 35/6 кВ фид.ТПЭ 6 кВ (яч.24)

ТОЛ-10-1-7 У2 300/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 21478 Зав. № 21485 Зав. № 21475

НАМИТ-10-2

УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5

Зав.№ 6560090000001

Меркурий 233 ART2-00 KRR Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 04439298

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,7

22

ПС Гатчина-тяговая 110/10кВ ОРУ 110 кВ КЛ 110 кВ Гатчинская -1

IMB123 1000/1

Кл.т. 0,2S Зав.№ 8802204 Зав.№ 8802203 Зав.№ 8802199

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 5069 Зав.№ 5056 Зав.№ 5032

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01210978

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 1,5

± 2,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

23

ПС Новолисинотяговая 110/10кВ, КВЛ 110 кВ Фор-носовская-6

IMB123 600/1 Кл.т. 0,2S Зав.№ 1HSE8801124 Зав.№ 1HSE8801126 Зав.№ 1HSE8801128

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 4646 Зав.№ 4647 Зав.№ 4648

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01206077

RTU-327 Зав. № 001509 Зав. № 001517 Зав. № 000539

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 1,5

± 2,9

24

ПС Новолисинотяговая 110/10кВ, КВЛ 110 кВ Фор-носовская-7

IMB123 600/1 Кл.т. 0,2S Зав.№ 1HSE8801129 Зав.№ 1HSE8801127 Зав.№ 1HSE8801125

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 4641 Зав.№ 4656 Зав.№ 4655

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01206073

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 1,5

± 2,9

25

ПС «Лужская -тяговая» 110/10 кВ

Ввод-1 110кВ

ТОГФ-110 400/1

Кл.т. 0,2S Зав.№ 336 Зав.№ 334 Зав.№ 335

НАМИ-110УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 8012 Зав.№ 8019 Зав.№ 8024

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01248006

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 1,5

± 2,4

26

ПС «Лужская -тяговая» 110/10 кВ

Ввод-2 110кВ

ТОГФ-110 400/1

Кл.т. 0,2S Зав.№ 349 Зав.№ 360 Зав.№ 347

НАМИ-110УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 7891 Зав.№ 7825 Зав.№ 7569

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01244472

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 1,5

± 2,4

27

ЭЧ-3 "Поповка" 110/35/10кВ РУ-10кВ 2с.ш. яч.№17 (ф.2)

ТЛО-10 400/5 Кл.т. 0,5 S Зав.№ 1780 Зав.№ 1788 Зав.№ 1784

ЗНОЛ.06-10У3 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№. 1003790 Зав.№ 1003685 Зав.№ 1003690

A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 01230030

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,6

28

ЭЧ-3 "Поповка" 110/35/10кВ РУ-10кВ 1с.ш. яч.№8 (ф. 3)

ТЛО-10 400/5 Кл.т. 0,5 S Зав.№ 1781 Зав.№ 12687 Зав.№ 1787

ЗНОЛ.06-10У3 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№. 1003724 Зав.№ 1003686 Зав.№ 1002636

A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 01230022

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,6

29

ЭЧ-3 "Поповка" 110/35/10кВ РУ-10кВ 1с.ш. яч.№3 (ф.9)

ТЛО-10 400/5 Кл.т. 0,5 S Зав.№ 1786 Зав.№ 1785 Зав.№ 1782

A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 01230027

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,6

30

ПС Поповка 110/35/10кВ, ЗРУ-10кВ, 1СШ-10кВ, ф.482-03-10кВ (ф.1)

ТЛО-10 100/5 Кл.т. 0,5 S Зав.№ 1805 Зав.№ 1808 Зав.№ 1819

EA05RAL-E-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01097606

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 6,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

31

ПС Поповка 110/35/10кВ, ЗРУ-10кВ, 2СШ-10кВ, ф.482-18-10кВ (ф.4)

ТЛО-10 100/5 Кл.т. 0,5 S Зав.№ 1817 Зав.№ 1806 Зав.№ 1811

ЗНОЛ.06-10У3 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№. 1003790 Зав.№ 1003685 Зав.№ 1003690

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130235

RTU-327 Зав. № 001509 Зав. № 001517 Зав. № 000539

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 6,4

32

ПС «Мга - тяговая» Малуксин-ская-1 110кВ

TG145 N УХЛ1 600/5 Кл.т. 0,2 S Зав.№ 03996 Зав.№ 03997 Зав.№ 03998

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 1503 Зав.№ 1513 Зав.№ 1539

EA02RAL-B-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01162388

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 1,5

± 2,9

33

ПС «Мга - тяговая» Апраксин-ская-1 110кВ

TG145 N УХЛ1 600/5 Кл.т. 0,2 S Зав.№ 04007 Зав.№ 04005 Зав.№ 04006

EA02RAL-B-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01162389

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 1,5

± 2,9

34

ПС «Мга - тяговая» Колпинская-2 110кВ

TG145 N УХЛ1 600/5 Кл.т. 0,2 S Зав.№ 04003 Зав.№ 04004 Зав.№ 04002

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 1493 Зав.№ 2052 Зав.№ 2055

EA02RAL-B-4

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01162391

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 1,5

± 2,9

35

ПС «Мга - тяговая» ОВ-110 кВ

TG145 N УХЛ1 600/5 Кл.т. 0,2 S Зав.№ 04000 Зав.№ 03999 Зав.№ 04001

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01228685

Активная

Реактивная

± 0,6

± 1,1

± 1,5

± 2,4

36

ПС «Мга - тяговая» Т-1 110кВ

TG145 N УХЛ1 200/5 Кл.т. 0,5 S Зав.№ 03990 Зав.№ 03991 Зав.№ 03992

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 1503 Зав.№ 1513 Зав.№ 1539

EA02RAL-B-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01162387

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,8

37

ПС «Мга - тяговая» Т-2 110кВ

TG145 N УХЛ1 200/5 Кл.т. 0,5 S Зав.№ 03994 Зав.№ 03993 Зав.№ 03995

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 1493 Зав.№ 2052 Зав.№ 2055

EA02RAL-B-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01162390

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,8

38

ПС №424 "Паша"

220 кВ

ТБМО-220 УХЛ1 100/1

Кл.т. 0,2 S Зав.№ 1073 Зав.№ 1084 Зав.№ 1085

НАМИ-220 УХЛ1 220000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 1950 Зав.№ 1966 Зав.№ 1960

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130301

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 4,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

39

ПС "Низовская-тяговая"

110/35/10кВ

ВЛ-110кВ Луж-ская-6

ТБМО-110 УХЛ1 600/1

Кл.т. 0,2 S Зав.№ 2384 Зав.№ 2208 Зав.№ 2143

НАМИ-110-УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 1723 Зав.№ 1709 Зав.№ 1894

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130128

RTU-327 Зав. № 001509 Зав. № 001517 Зав. № 000539

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 4,9

40

ПС "Низовская-тяговая" 110/35/10кВ ВЛ-110кВ Низов-ская-1

ТБМО-110 УХЛ1 600/1

Кл.т. 0,2 S Зав.№ 2147 Зав.№ 2135 Зав.№ 2348

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 Зав.№ 1858 Зав.№ 1840 Зав.№ 1891

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130098

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 3,9

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (30 минут).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающей среды: (23±2) °С.

5 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 40°С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха для счётчиков Меркурий 233 и Евро

АЛЬФА от минус 40°С до плюс 70°С;

- температура окружающего воздуха для счётчиков Альфа А1800 от минус

40°С до плюс 65°С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

- атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10°С до плюс 25°С;

- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до плюс 30°С.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида», СИКОН, УССВ, УСПД и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счётчик Меркурий 233 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- счётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на  отказ  не  менее

Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ  не менее

Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- контроллер СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;

- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;

- УСВ-1, УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД RTU-327 и контроллеров СИКОН С70 с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

-   журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-   журнал контроллера СИКОН:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-   журнал сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в сервере ИВК «ИКМ-Пирамида»;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- контроллера СИКОН;

- сервера ИВК «ИКМ-Пирамида».

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

- счетчика электрической энергии;

- контроллера СИКОН;

- УСПД;

- сервера ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- контроллер СИКОН - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу -35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тит компонента

№ Госреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТЛО-10

25433-08

21

Трансформаторы тока

ТБМО-110 УХЛ1

23256-05

24

Трансформаторы тока

GIF-30-45

29713-06

6

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1856-63

3

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-02

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-1М-4

36307-07

12

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

15128-07

12

Трансформаторы тока

IMB 72-800

32002-06

9

Трансформаторы тока

ТОГФ-110

44640-11

6

Трансформаторы тока

TG145-420

30489-05

18

Трансформаторы тока

ТБМО-220 УХЛ1

27069-11

3

Трансформаторы комбинированные

VAU-123

40088-08

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06

3344-08

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

24218-03

21

Трансформаторы напряжения антирезонансные

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

21

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ 35

912-54

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-66 У3

831-69

1

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-07

4

Трансформаторы напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

20344-05

3

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 233

34196-07

8

Счетчики электроэнергии многофункциональные

ЕвроАЛЬФА

16666-97

18

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

31857-06

6

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

31857-11

8

Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327

RTU-327

41907-09

3

Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70

СИКОН С70

28822-05

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

41681-09

1

Комплексы информационно-вычислительные

ИКМ-Пирамида

45270-10

1

Методика поверки

_

_

1

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 58155-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков электрической энергии Меркурий 233 (Госреестр № 34196-07) - согласно «Методике поверки» АВЛГ.411152.030 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 25 марта 2008 г.;

- счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 1666-97) - по мето

дике поверки с помощью установок МК6800, МК6801;

- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (Госреестр № 31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (Госреестр № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- контроллера СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ВНИ-ИМС в 2005 году;

- УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» в 2009 г.;

- устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.;

- устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.10 г.;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 15.12.04 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области для оптового рынка электроэнергии», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области

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.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание