Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по ГТП ООО "РКС-энерго" "Сосновоборские горэлектросети"
| Номер в ГРСИ РФ: | 83132-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "МЕЖРЕГИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ" (МЦМО), г. Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по ГТП ООО «РКС-энерго» «Сосновоборские горэлектросети» (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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 83132-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по ГТП ООО "РКС-энерго" "Сосновоборские горэлектросети" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 314 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Межрегиональный Центр Метрологического Обеспечения" (ООО "МЦМО"), г. Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 83132-21: Описание типа СИ | Скачать | 455.9 КБ | |
| 83132-21: Методика поверки | Скачать | 10.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по ГТП ООО «РКС-энерго» «Сосновоборские горэлектросети» (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
Принцип действия основан на:
периодическом (один раз в сутки) и/или по запросу автоматическом сборе привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
периодическом (один раз в сутки) и/или по запросу автоматическом сборе данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранении результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодическом (один раз в сутки) и/или по запросу автоматическом сборе служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передаче результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечении защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностике и мониторинге функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурировании и настройке параметров АИИС КУЭ;
ведении системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ); предоставлении дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
АИИС КУЭ состоит из:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (далее-ИИК), включающие всебя измерительные трансформаторы тока (далее-ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09(Рег. № 41907-09), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ПАО «Россети Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ, устройства синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Рег. № 41681-10), УСВ-3 (Рег. № 64242-16), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 32 - 44 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.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 32 - 37 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 ПАО «Россети Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов. Умножение на коэффициенты трансформации происходит автоматически в счетчиках, либо в УСПД, либо в серверах.
Измерительные данные с сервера ПАО «Россети Ленэнерго» не реже одного раза в сутки поступают или считываются на сервер АИИС КУЭ, в том числе с использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML.
Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера ПАО «Россети Ленэнерго», сервера АИИС КУЭ. В качестве УСВ используются УСВ-2, УСВ-3.
Источником сигналов точного времени для сервера АИИС КУЭ является УСВ-3. Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Россети Ленэнерго» и УСВ-2 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Россети Ленэнерго» и УСВ-2.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 31 и сервера ПАО «Россети Ленэнерго» происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 1 - 31, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1 - 31 и сервера ПАО «Россети Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 1 - 31 и сервера ПАО «Россети Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 38 - 44 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 38-44, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 38 - 44 и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 38 - 44 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 32 - 37 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам ИК №№ 32 - 37 и УСПД, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 32 - 37 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИК №№ 32 - 37 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Нанесение знака поверки на средство измерения не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети» и ПО «АльфаЦентр», которое используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Уровень защиты ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «АльфаЦентр» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Сервер АИИС КУЭ | |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcClients.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcLeakage.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CalcLosses.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
Metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseBin.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseIEC.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParseModbus.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ParsePiramida.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
SynchroNSI.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Продолжение таблица 1
|
1 |
2 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
VerifyTime.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Сервер ПАО «Россети Ленэнерго» | |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида-Сети» |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
BinaryPackControls.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EB1984E0072ACFE1C797269B9DB1 5476 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
CheckDatalntegrity. dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
E021CF9C974DD7EA91219B4D4754 D5C7 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ComIECFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
BE77C5655C4F19F89A1B41263A16C E27 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ComModbusFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
AB65EF4B617E4F786CD87B4A560F C917 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ComStdFunctions.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6 E373 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
DateTimeProcessing.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056 FA4D |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
S afeValue sDataUpdate. dll |
|
1 |
2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6740D3419A3BC1A42763860BB6F C8AB |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C 6A39 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Продолжение таблица 1 | |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
SummaryCheckCRC. dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
EFCC55E91291DA6F8059793236443 0D5 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ValuesDataProcessing.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6E E645 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Сервер ПАО «Россети Ленэнерго» | |
|
Наименование ПО |
ПО «АльфаЦентр» |
|
Идентификационное наименование модулей ПО: |
ac_metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211 C54 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Сервер/ УСВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-2 (ПС169), КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.101 |
ТЛО-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. №25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 |
Сервер ПАО «Россети Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-10, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
2 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-21 |
ТЛП-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
3 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-05 |
ТОЛ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. №47959-16 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
4 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-17 |
ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
5 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-04 |
ТОЛ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. №47959-16 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
6 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-27 |
ТЛП-10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-26 |
ТЛП-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 |
Сервер ПАО «Россети Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-10, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
8 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-22 |
ТЛП-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
9 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-20 |
ТЛП-10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
10 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-16 |
ТПЛ 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-16 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 2777904 | |
|
11 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-25 |
ТПЛ 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-16 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 2777904 | |
|
12 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-29 |
ТЛК-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 9143-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3635507 | |
|
13 |
ПС 110 кВ Коваши (ПС-333), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.333-32 |
ТЛК-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 9143-06 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3635507 | |
|
14 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-30 |
ТЛО-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
15 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-26 |
ТВК-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 8913-82 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
16 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-24 |
ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
НТМИ-10-66 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 |
Сервер ПАО «Россети Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-10, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
17 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-21 |
ТВК-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 8913-82 |
ЗНОЛП 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23544-07 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
18 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-25 |
ТВК-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 8913-82 |
ЗНОЛП 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23544-07 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
19 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-27 |
ТЛО-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23544-07 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
20 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-11 |
ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ210000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-00 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
21 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-07 |
ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ210000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-00 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
22 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-05 |
ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-00 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
23 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-01 |
ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ210000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-00 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
24 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-04 |
ТЛП-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-08 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 |
Сервер ПАО «Россети Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-10, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
25 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-08 |
ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
26 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ, ф.168-10 |
ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
27 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-12 |
ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 |
A1805 RALQ-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
28 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-14 |
ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 |
Меркурий 230 ART-00 PQR-SIGDN , Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 2334507 | |
|
29 |
ПС 110 кВ Сосновый Бор-1 (ПС168), КРУН-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.168-31 |
ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛП 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23544-07 |
Меркурий 230 ART-00 PQR-SIGDN, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 2334507 | |
|
30 |
ТП-4013 10/0,4 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод тр-ра 0,4 кВ |
Т-0,66 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13 |
- |
Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 4826611 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
31 |
ТП-4003 10/0,4 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод тр-ра 0,4 кВ |
Т-0,66 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3635507 |
Сервер ПАО «Россети Ленэнерго», УСВ-2, Рег. № 41681-10, сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
32 |
ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС503), РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-19 |
ТОЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 38395-08 |
НАМИТ-10, исп. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
A1805RALXQ V-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 |
Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16, УСПД RTU-327, Рег. № 41907-09 |
|
33 |
ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС503), РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-23 |
ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 38395-08 |
НАМИТ-10, исп. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
A1805RALXQ V-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857 06 | |
|
34 |
ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС503), РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-25 |
ТОЛ-10-I 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 15128-07 |
НАМИТ-10, исп. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666607 | |
|
35 |
ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС503), РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-18 |
ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 38395-08 |
НАМИТ-10, исп. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
A1805 RALXQV-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 | |
|
36 |
ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС503), РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-22 |
ТОЛ-10-I 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 15128-07 |
НАМИТ-10, исп. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
EA05RAL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 1666607 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
37 |
ПС 110 кВ ПГВ П/Я Р-6681 (ПС503), РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ ф.503-24 |
ТОЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 38395-08 |
НАМИТ-10, мод. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
A1805 RALXQV-P4GB-DW-4, Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 3185706 |
Сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16, УСПД RTO-327, Рег. № 41907-09 |
|
38 |
КРУН-10 кВ В-101-1, КВЛ 10 кВ ф.101 |
ТОЛ-НТ3 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛ(П)-НТ3 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 6445016 |
сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
39 |
РП-8 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.12, ф. 503-18 |
ТОЛ-НТ3 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
НАМИТ, мод. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70324-18 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 | |
|
40 |
РП-8 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1, ф. 503-23 |
ТОЛ-НТ3 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
НАМИТ, мод. НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70324-18 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 | |
|
41 |
ТП-ОС-4 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1, ф.503-19 |
ТОЛ-НТ3 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛ(П)-НТ3 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 | |
|
42 |
КРП-8 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.4, КЛ-2 10 кВ |
ТОЛ-НТ3 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛ(П)-НТ3 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 | |
|
43 |
КРП-8 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1, КЛ-1 10 кВ |
ТОЛ-НТ3 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛ(П)-НТ3 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
44 |
ТП-ОС-5 10 кВ, РУ-10 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.3, ф. 503-24 |
ТОЛ-НТ3 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛ(П)-НТ3 10000^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 69604-17 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 5159318 |
сервер АИИС КУЭ, УСВ-3, Рег. № 64242-16 |
|
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 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. 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 их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±5),% |
|
1-9, 14-29, 32-37 |
Активная Реактивная |
1,4 2,1 |
2,8 4,0 |
|
10-13, 38-44 |
Активная Реактивная |
1,4 2,1 |
2,8 3,9 |
|
30, 31 |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
2,5 5,2 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8 (япф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (япф=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до плюс 40 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
44 |
|
Нормальные условия: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 98 до102 |
|
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности, cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
- относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 30 до 80 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от Ihom для ИК №№ 1 - 12, 14 - 23, 25, 26, 29, 32, 34, 37, 38, 48, 51, 54 - 57, 59 - 69 |
от 1 до 120 |
|
- ток, % от Ihom для ИК№№ 13, 24, 27, 28, 30, 31, 33, 35, 36, 39 - 47, 49, 50, 52, 53, 58 |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9(sin9) |
от 0,5 инд. до 0,8 емк |
|
- температура окружающей среды для счетчиков, УСПД RTU 327, УСВ-2, УСВ-3, °С |
от +5 до +35 |
|
- температура окружающей среды для ТТ, °С |
от -45 до +50 |
|
- температура окружающей среды для ТН, °С |
от -45 до +50 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 80 до 106,7 |
|
- относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 75 до 98 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
для счетчиков типа Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа Меркурий 234: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа ЕвроАльфа: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСПД RTU-327: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Глубина хранения информации: | |
|
для счетчиков: |
45 |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сут, не менее |
10 |
|
- при отключении питания, лет, не менее | |
|
для сервера УСПД: | |
|
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
|
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу, лет, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
для серверов: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5-Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ - 10 У3 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
30 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВК-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10-I |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 У3 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ(П)-НТЗ |
15 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Альфа А1800 |
27 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М |
5 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный статический |
Меркурий 230 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный статический |
Меркурий 234 |
1 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ЕвроАльфа |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МД |
6 |
|
Комплекс технических средств |
ПО «Пирамида 2000» |
1 |
|
Комплекс технических средств |
ПО «Пирамида-Сети» |
1 |
|
Комплекс технических средств |
ПО «АльфаЦентр» |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер ИВК |
Сервер АИИС КУЭ |
1 |
|
Сервер ИВК |
Сервер ПАО «Россети Ленэнерго» |
1 |
|
Методика поверки |
МП |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.314 ПФ |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительнойкоммерческого учета элек-троэнергиипо ГТП ООО «РКС-энерго» «Сосновоборские горэлектросети», аттестованном ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы
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.
Смотрите также
