ГРСИ 45599-10: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/35 кВ № 202 - АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ № 202 Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
45600-10

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/35 кВ № 202 - АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ № 202 Нет данных, ГРСИ 45599-10

Смотреть ГРСИ
45598-10

Номер госреестра:

45599-10

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/35 кВ № 202 - АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ № 202

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ЗАО "Метростандарт", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ ЕМНК.466454.030-595

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document



предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений,

данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников

ОРЭ (1 раз в сутки);



организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);



синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ

(счетчик, шлюз Е-422, сервер АРМ ПС, УСПД) с помощью СОЕВ, соподчиненной

национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не

более ± 5 с;



автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-

технических средств ИК и ИВКЭ;



обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и

т.п.).

АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ №202 включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса

точности 0,5; 10P, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и

cчетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа класса точности 0,5S/1;

вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

2-й уровень – ИВКЭ включает в себя:



шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав

которого входит два шлюза E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор, блоки

резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;



шкаф устройства центральной коммутации (далее – ЦКУ), в состав которого

входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор D-Link,

спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;



шкаф УСПД, в состав которого входит УСПД RTU-325, блок бесперебойного

питания;



устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-

приемника (в составе УСПД RTU-325).

Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными

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 электрической мощности,

которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая

мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической

мощности.

Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от

средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков

ведутся профили нагрузки.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения

энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется

цифровой метод передачи данных.

Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ №202 в состав

ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием сигналов точного

времени и синхронизацию времени в УСПД.

Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ №202

осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК

производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УССВ на

значение более 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС

производится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ

на значение более 2 с.

Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ №202 обеспечивает измерение

времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,

передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью

технических и организационных мероприятий.

Канал

измерений

Состав измерительного канала

Доверительные границы

относительной погрешности

результата измерений

количества активной и

реактивной электрической

энергии и мощности при

доверительной вероятности

Р=0,95:

Основная

погрешность

ИК,

± %

Погрешность

ИК в рабочих

условиях

эксплуатации,

± %

Номер ИК, код точки

измерений

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации,

№ Госреестра СИ

или свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской

номер

Ктт ·Ктн ·Ксч

Наименование измеряемой величины

Вид электрической энергии

cos φ = 0,87

sin φ = 0,5

cos φ = 0,5

sin φ = 0,87

220000

EA05RAL-В-4

№ 01117953

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1

Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Метрологические

характеристики

Наименование объекта учета,

диспетчерское наименование

присоединения

678910

ТТ

ТН

АТФЗМ 110Б-III У1

ВТФЗМ 110Б-III У1

СТФЗМ 110Б-III У1

АНКФ-110-57 У1

В НКФ-110-57 У1

С НКФ-110-57 У1

№ 11323

№ 6771

№ 6779

№ 23850

№ 22852

№ 23837

Л-62 110кВ ПС-202 -37А

Счетчик

12 3

КТ=0,5

Ктт=1000/5

26421-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04.

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

ТТ

ТН

220000

ОВ 110 ПС-202

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117918

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

ТТ

ТН

220000

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117911

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

ТТ

ТН

220000

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117912

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Таблица 1. Продолжение

123

78910

А ТФЗМ 110Б-II У1

ВТФЗМ 110Б-II У1

СТФЗМ 110Б-II У1

А НКФ-110-57 У1

ВНКФ-110-57 У1

СНКФ-110-57 У1

№ 11055

№ 11042

№ 11063

№ 22881

№ 24110

№ 23811

КТ=0,5

Ктт=1000/5

26421-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04.

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

А ТФЗМ 110Б-III У1

ВТФЗМ 110Б-III У1

СТФЗМ 110Б-III У1

А НКФ-110-57 У1

В НКФ-110-57 У1

С НКФ-110-57 У1

№ 3852

№ 3767

№ 3765

№ 23850

№ 22852

№ 23837

Яч. ВЛ-110кВ Л-118 ПС-202-

ПС-12

КТ=0,5

Ктт=1000/5

26421-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04.

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

А ТФЗМ 110Б-II У1

ВТФЗМ 110Б-II У1

СТФЗМ 110Б-II У1

А НКФ-110-57 У1

ВНКФ-110-57 У1

СНКФ-110-57 У1

№ 11086

№ 12157

№ 11068

№ 22881

№ 24110

№ 23811

Яч. ВЛ-110кВ Л-119 ПС-202?

ПС-12

КТ=0,5

Ктт=1000/5

26421-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04.

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

ТТ

ТН

220000

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117913

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

ТТ

ТН

220000

Яч. ВЛ-110кВ Л-72 ПС-202?

ПС-96

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117914

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

ТТ

ТН

220000

Яч. ВЛ-110кВ Л-73 ПС-202?

ПС-96

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117915

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Таблица 1. Продолжение

123

78910

А ТФЗМ 110Б-III У1

ВТФЗМ 110Б-III У1

СТФЗМ 110Б-III У1

А НКФ-110-57 У1

В НКФ-110-57 У1

С НКФ-110-57 У1

№ 3845

№ 3763

№ 3774

№ 22881

№ 24110

№ 23811

Яч. ВЛ-110кВ Л-131 ПС-202?

ПС-35

КТ=0,5

Ктт=1000/5

26421-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04.

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

А ТФЗМ 110Б-II У1

ВТФЗМ 110Б-II У1

СТФЗМ 110Б-II У1

А НКФ-110-57 У1

ВНКФ-110-57 У1

СНКФ-110-57 У1

№ 11469

№ 11500

№ 11470

№ 23850

№ 22852

№ 23837

КТ=0,5

Ктт=1000/5

26421-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04.

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

А ТФЗМ 110Б-II У1

ВТФЗМ 110Б-II У1

СТФЗМ 110Б-II У1

А НКФ-110-57 У1

ВНКФ-110-57 У1

СНКФ-110-57 У1

№ 11493

№ 11471

№ 11485

№ 22881

№ 24110

№ 23811

КТ=0,5

Ктт=1000/5

26421-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04.

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

ТТ

ТН

220000

Яч. ВЛ-110кВ Л-76 ПС-202?

ПС-25

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117916

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Активная

Реактивная

не нормируется *

ТТ

ТН

220000

Яч. ВЛ-110кВ Л-77 ПС-202?

ПС-37

Счетчик

EA05RAL-В-4

№ 01117917

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Активная

Реактивная

± 1,2%

± 2,4%

± 5,0%

± 3,0%

Таблица 1. Продолжение

123

А ТФЗМ 110Б-III У1

ВТФЗМ 110Б-III У1

СТФЗМ 110Б-III У1

А НКФ-110-57 У1

В НКФ-110-57 У1

С НКФ-110-57 У1

№ 6792

№ 6824

№ 6787

№ 23850

№ 22852

№ 23837

КТ=10P

Ктт=1000/5

26421-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04.

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

А ТФЗМ 110Б-III У1

ВТФЗМ 110Б-III У1

СТФЗМ 110Б-III У1

А НКФ-110-57 У1

В НКФ-110-57 У1

С НКФ-110-57 У1

№ 6731

№ 6794

№ 6767

№ 22881

№ 24110

№ 23811

КТ=0,5

Ктт=1000/5

26421-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04.

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

* Данный канал является информационным.

Примечания:

1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях

эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

2. В Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности

Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном .

3. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при

доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.

4.Нормальные условия эксплуатации:



параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50



0,5) Гц;



параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ÷ 1,01)U

; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)I

; диапазон коэффициента мощности cos



(sin



) – 0,87(0,5); частота - (50



0,5) Гц;



температура окружающего воздуха: ТТ - от +15˚С до +35˚С;ТН- от +10˚С до +35˚С; счетчиков: в части активной энергии - от +21˚С до +25˚С,

в части реактивной энергии - от +18˚С до +22˚С; УСПД - от +15˚С до +25˚С;



относительная влажность воздуха - (70±5) %;



атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

5.Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:



параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U

н1

; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I

н1

; коэффициент мощности cos



(sin



) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷

0,87); частота - (50



0,5) Гц;



температура окружающего воздуха - от



30˚С до +35˚С;



относительная влажность воздуха - (70±5) %;



атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для электросчетчиков:



параметрысети:диапазонвторичногонапряжения-(0,9÷1,1)U

н2

;диапазонсилывторичноготока-тока(0,01÷1,2)I

н2

;

диапазон коэффициента мощности cos



(sin



) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота - (50



0,5) Гц;



магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;



температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;



относительная влажность воздуха - (40-60) %;



атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:



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



температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;



относительная влажность воздуха - (70±5) %;



атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

6.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием

типа АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ №202 как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:



счетчик электрической энергии – средняя наработка на отказ не менее 120 000 ч, время

восстановления работоспособности не более 168 ч;



ИВКЭ – средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, время восстановления

работоспособности не более 168 ч;



шлюз Е-422 – средняя наработка на отказ не менее 50 000 ч;



УСПД - средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления

работоспособности 24 ч;



СОЕВ - коэффициент готовности Кг не менее 0,95, среднее время восстановления не

более 168 ч.

Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ №202 - не менее 20 лет.

В АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ №202 используются следующие виды резервирования:

- резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;

- резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;

-предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информации со

счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;

- контроль достоверности и восстановление данных;

- наличие резервных баз данных;

- наличие перезапуска и средств контроля зависания;

- наличие ЗИП.

Регистрация событий:



журнал событий ИК:

отключение и включение питания;

корректировка времени;

удаленная и местная параметризация;

включение и выключение режима тестирования.



журнал событий ИВКЭ:

дата начала регистрации измерений;

перерывы электропитания;

потери и восстановления связи со счётчиками;

программные и аппаратные перезапуски;

корректировки времени в каждом счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:



механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:



привод разъединителя трансформаторов напряжения;



корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора

напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);



клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;



промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;



испытательная коробка (специализированный клеммник);



крышки клеммных отсеков счетчиков;



крышки клеммного отсека УСПД.



защита информации на программном уровне:



установка двухуровневого пароля на счетчик;



установка пароля на УСПД;



защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации(возможность

использования цифровой подписи).

Глубина хранения информации:



электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал

событий – не менее 35 суток;



ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35

суток;



Сервер АРМ ПС – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не

менее 4 лет.

ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на

систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической

энергии ПС 330/110/35 кВ №202 АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ №202

КОМПЛЕКТНОСТЬ

Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ №202 определяется проектной документацией

на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на

комплектующие средства измерений.

ПОВЕРКА

Поверка АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ №202 проводится по документу МИ 3000-2006

«ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета

электрической энергии. Типовая методика поверки».

Перечень основных средств поверки:



трансформаторынапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-88

«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные

трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»,

МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 … 330/√3 кВ. Методика

поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;



трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.

Методика поверки»;



cчетчики ЕвроАльфа – в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической

энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУП

«Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;



средства поверки УСПД в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-

программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика

поверки.», утвержденному ГЦи СИ ВНИИМС в 2003 г.;



переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

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



радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS).

Межповерочный интервал - 4 года.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
27386-04	Система измерительно-информационная	АВК-1	ООО "Кама Инструментс", г.Барнаул	1 год	Перейти
66480-17	Система измерительная автоматизированная системы контроля температуры ТЭЦ (турбинный цех) Турбогенератор №2	Нет данных	ОАО "Алтай-Кокс", г.Заринск	1 год	Перейти
54248-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "РТ-ЭТ" в части энергопотребления ОАО "Светлана"	Нет данных	ООО "ГРУППА ТЭС", г.Москва	4 года	Перейти
57213-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ЕЭСК" ПС "Спортивная"	Нет данных	ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд", г.Екатеринбург	4 года	Перейти
24877-08	Устройства для распределения тепловой энергии электронные	INDIV	Фирма "Danfoss Comfort Controls", Дания	10 лет	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений