| Номер в госреестре | 74206-19 |
| Наименование СИ | 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 |
| Изготовитель | ООО "Межрегиональный центр метрологического обеспечения", г.Владимир |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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.
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.
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 % 1Л 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.
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
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. |
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.
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
