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
"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
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула" Нет данных, ГРСИ 55758-13
Номер госреестра:
55758-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ ЕМНК.466454.030-266.1
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53289
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии ПС 220 кВ "Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула"
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ПС 220 кВ "Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула" (далее по тексту –
АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора,
обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих
расчетовиоперативногоуправленияэнергопотреблениемнаПС220кВ"Тула"
ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ
включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту
– ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН)
по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту – Сч или
Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и в части
реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ТК16L (Госреестр
№ 36643-07 зав.№ 163), коммутационное оборудование;
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию системного времени;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая
Компания Единой Энергетической Системы» – МЭС Центра (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» –
МЭС Центра) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных;
устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированные
Лист № 2
Всего листов 12
рабочиеместа(АРМ)набазеперсональгокомпьтера(далеепотексту–ПК);
каналообразующую аппаратуры; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительныевходы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
электрического токаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются
соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые
усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за
период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной
информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов
измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭединойнациональной
(общероссийской) электрической сеть (далее по тексту – ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически
опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала
(основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по
резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные
данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений
потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на
глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы
автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных
(далее по тексту – ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра
происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи
электроэнергетики (ЕТССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»
автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМL, и
автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления
коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации времени в системе в состав ИВК входит радиосервер точного времени типа
РСТВ-01 (Госреестр № 40586-09). Радиосервер точного времени обеспечивает автоматическую
с
инх
ро
низ
а
ци
ю
часов
серве
ра
,
п
р
и
превы
ш
ении
порога
±
1
с
проис
х
оди
т
корре
кци
я
часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -
сервер, коррекция
п
ровод
и
тся
п
р
и
расхожде
нии
часо
в
УСП
Д
и
сервера
на
з
начени
е
,
превы
ш
а
ющ
ее
±
1
с.
Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с
периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении
часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ
осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи
пренебрегаем ввиду малости значений.
Лист № 3
Всего листов 12
учетом температурной
По
п
равка
ча
с
ов
с
ч
ет
чи
ков
со
г
ласно
описани
ю ти
па
±
0,5
с,а
с состав
л
яюще
й
–
±
1,5 с.
Ход часов
ком
п
о
н
е
н
тов
АИИС КУЭ
не
превы
ш
ае
т
±
5 с/
сут
.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по
тексту – СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого
учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту – АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической
энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а
также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах,
предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» установленного в
ИВК указаны в таблице 1.
Идентификац
ионное
наименование
программного
обеспечения
Номер версии
(идентификаци
онный номер)
программного
обеспечения
Цифровой идентификатор
программного обеспечения
(контрольная сумма исполняемого
кода)
Идентификац
ионное
наименование
файла
программного
обеспечения
1
2
3
4
СПО ИВК
АИИС КУЭ
ЕНЭС
(Метроскоп)
№ 1.00
D233ED6393702747769A45DE
8E67B57E
ПО АИИС
КУЭ ПС 220
кВ "Тула"
MD5
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
Алгоритм
вычислени
я
цифрового
идентифик
атора
программн
ого
обеспечен
ия
5
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические
характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений –
уровень «С» по МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 12
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК
№Диспетчерское
ИИК наименование точки учёта
электрической
Трансформатор Трансформатор
Счётчик
ИВКЭ
токанапряжения
энергии
(УСПД)
123456
Госреестр № 29255-
05
кл.т 0,5
СЭТ-4ТМ.03
Ктт = 1000/5163
Зав. № 2169Госреестр №
36643-07
ТК16L зав.№
163
Госреестр №
36643-07
ТВ-110
Зав. № 1084
Ктт =
СЭТ-4ТМ.03
771937; 100547504
Ктт = 500/5163
Госреестр №
ТК16L зав.№
163
Госреестр №
36643-07
ТК16L зав.№
163
Госреестр №
36643-07
Ктт = 600/5
Ктт =
СЭТ-4ТМ.03
ТВ-110-50
НКФ-110
ПС 220 кВ "Тула",
кл.т 0,5
Ктт =кл.т 0,2S/0,5
ТК16L зав.№
1-1ОРУ-110 кВ; 1 СШ; ВЛ-110 кВ Тула- (110000/√3)/(100/√3) Зав. № 0108071682
Восточная с отп. Зав. № 771869;Госреестр № 27524-
771937; 1005475 04
Госреестр № 922-54
ТНДМ-110
кл.т 3,0НКФ-110
Ктт = 600/5кл.т 1,0СЭТ-4ТМ.03
ПС 220 кВ "Тула",Зав. № 4863-А; 4863- Ктт = кл.т 0,2S/0,5
2-1ОРУ-110 кВ, 2 СШ; ВЛ-110 кВ Тула-В; 4863-С(110000/√3)/(100/√3) Зав. № 0108071704
Кировская с отп. Свидетельства о Зав. № 771879;Госреестр № 27524-
поверке №№771916; 77194204
0320009, 0320008, Госреестр № 922-54
0320007
НКФ-110
ПС 220 кВ "Тула",
кл.т 1,0
кл.т 0,5
кл.т 0,2S/0,5
ТК16L зав.№
3-1ОРУ-110 кВ; 1СШ; ВЛ-110 кВ Тула- (110000/√3)/(100/√3) Зав. № 0108071748
Мясново I с отп.
Госреестр № 29255-
Зав. № 771869;Госреестр № 27524-
36643-07
05
Госреестр № 922-54
ТВ-110НКФ-110
кл.т 0,5кл.т 1,0СЭТ-4ТМ.03
ПС 220 кВ "Тула",Ктт = 600/5 Ктт = кл.т 0,2S/0,5
4-1ОРУ-110 кВ; 2СШ; ВЛ-110 кВ Тула- Зав. № 20494; 20477; (110000/√3)/(100/√3) Зав. № 0108071699
Мясново II с отп.20481Зав. № 771879;Госреестр № 27524-
Госреестр № 20644-771916; 77194204
00 Госреестр № 922-54
ТНДМ-110
кл.т 3,0НКФ-110
Ктт = 600/5кл.т 1,0СЭТ-4ТМ.03
ПС 220 кВ "Тула",Зав. № 4866-А; 4866- Ктт = кл.т 0,2S/0,5
6-1ОРУ-110 кВ; 2 СШ; ВЛ-110 кВ Тула-В; 4866-С(110000/√3)/(100/√3) Зав. № 0108071720
Перекоп II Свидетельства о Зав. № 771879;Госреестр № 27524-
поверке №№771916; 77194204
0320006, 0320005, Госреестр № 922-54
0320004
ТНДМ-110
кл.т 3,0НКФ-110
ПС 220 кВ "Тула",Зав. № 4854-А; 4854-
кл.т 0,5
кл.т 0,2S/0,5
ТК16L зав.№
7-1ОРУ-110 кВ; 1СШ; ВЛ-110 кВ Тула- В; 4854-С (110000/√3)/(100/√3) Зав. № 0108071818
Подземгаз IСвидетельства оЗав. № 771869;Госреестр № 27524-
поверке №№ 771937; 1005475 04
0320003, 0320002,Госреестр № 922-54
0320001
163
Госреестр №
36643-07
Лист № 5
Всего листов 12
1
2
3
4
5
6
8-1
ПС 220 кВ "Тула",
ОРУ-110 кВ; 2 СШ; ВЛ-110 кВ
Тула-Подземгаз II
НКФ-110
кл.т 1,0
Ктт =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 771879;
771916; 771942
Госреестр № 922-54
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
Зав. №
0108071734
Госреестр №
27524-04
ТК16L
зав.№ 163
Госреестр
№ 36643-
07
10-1
ПС 220 кВ "Тула",
ОРУ-110 кВ; 2 СШ; ВЛ-110 кВ
Тула-Яснополянская с отп.
ТВ-110/50
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 2170
Госреестр №
3190-72
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
Зав. №
0104070043
Госреестр №
27524-04
ТК16L
зав.№ 163
Госреестр
№ 36643-
07
11-1
ПС 220 кВ "Тула",
ОРУ-110 кВ; ОМВ 110кВ
НКФ-110
кл.т 0,5
Ктт =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 771869;
771937; 1005475
Госреестр № 922-54
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
Зав. №
0108070724
Госреестр №
27524-04
ТК16L
зав.№ 163
Госреестр
№ 36643-
07
13
ПС 220 кВ "Тула",
2 СкШ ОПУ ЩСН; КЛ 0,4 кВ
Жилой дом
-
СЭТ-4ТМ.03М.08
кл.т 0,2S/0,5
Зав. №
0808112034
Госреестр №
36697-08
ТК16L
зав.№ 163
Госреестр
№ 36643-
07
Продолжение таблицы 2
ТНДМ-110
кл.т 3,0
Ктт = 600/5
Зав. № 4865-А;
4865-В; 4865-С
Свидетельства о
поверке №№
0320000, 0319999,
0319998
НКФ-110
кл.т 1,0
Ктт =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 771879;
771916; 771942
Госреестр № 922-54
ТДУ-110
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 023-А;
023-В; 023-С
Свидетельства о
поверке №№
0319997, 0319996,
0319995
ТТИ-А
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № М9489;
М9470; М9482
Госреестр №
28139-07
13
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5)
1-1, 11-1
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в нормальных условиях
Номер ИИКcosφ
эксплуатации АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1,0±1,7
0,9±2,2
0,8±2,7
0,7±3,4
0,5±5,3
1,0±1,8
0,9±2,3
0,8±2,8
0,7±3,5
0,5±5,4
±0,9±0,6
±1,1±0,8
±1,4±0,9
±1,7±1,2
±2,6±1,8
±1,1±0,9
±1,3±1,0
±1,6±1,2
±1,9±1,5
±2,9±2,2
Лист № 6
Всего листов 12
2-1, 6-1, 8-1
(Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 1,0)
3-1
(Сч. 0,2S; ТТ 1,0; ТН 0,5)
4-1, 10-1
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 1,0)
7-1
(Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 0,5)
Продолжение таблицы 2
Номер ИИКcosφ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в нормальных условиях
эксплуатации АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1,0 ±1,2
0,9 ±1,3
0,8 ±1,5
0,7 ±1,8
0,5 ±2,5
1,0 ±3,4
0,9 ±4,4
0,8 ±5,5
0,7 ±6,8
0,5 ±10,6
1,0 ±2,0
0,9 ±2,5
0,8 ±3,1
0,7 ±3,8
0,5 ±5,8
1,0 ±0,7
0,9 ±0,7
0,8 ±0,9
0,7 ±1,0
0,5±1,4
±1,2±1,2
±1,3±1,3
±1,5±1,5
±1,7±1,7
±2,5±2,5
±1,8±1,3
±2,3±1,6
±2,8±2,0
±3,5±2,4
±5,4±3,7
±1,4±1,3
±1,7±1,5
±2,0±1,8
±2,4±2,1
±3,6±3,1
±0,7±0,7
±0,7±0,7
±0,8±0,8
±0,9±0,9
±1,3±1,3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивной электрической энергии в нормальных
Номер ИИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
0,9±6,2
13
0,8±4,3
(Сч. 0,5; ТТ 0,5)
0,7±3,4
0,5 ±2,5
0,9 ±6,4
1-1, 11-1
0,8±4,4
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7±3,5
0,5 ±2,6
0,9 ±3,0
2-1, 6-1, 8-1
0,8±2,2
(Сч. 0,5; ТТ 3,0; ТН 1,0)
0,7±1,9
0,5±1,5
±3,1±2,1
±2,2±1,5
±1,7±1,2
±1,3±1,0
±3,5±2,6
±2,4±1,8
±1,9±1,5
±1,5±1,2
±2,9±2,9
±2,1±2,1
±1,8±1,8
±1,5±1,5
Лист № 7
Всего листов 12
Продолжение таблицы 3
Номер ИИКcosφ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивной электрической энергии в нормальных
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
0,9±12,4
3-1
0,8±8,4
(Сч. 0,5; ТТ 1,0; ТН 0,5)
0,7±6,6
0,5 ±4,8
0,9 ±6,9
4-1, 10-1
0,8±4,7
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 1,0)
0,7±3,8
0,5 ±2,8
0,9 ±1,8
7-1
0,8±1,4
(Сч. 0,5; ТТ 3,0; ТН 0,5)
0,7±1,2
0,5±1,0
±6,4±4,4
±4,3±3,0
±3,4±2,4
±2,5±1,8
±4,3±3,6
±3,0±2,5
±2,4±2,1
±1,9±1,7
±1,6±1,6
±1,2±1,2
±1,0±1,0
±0,9±0,9
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих условиях
Номер ИИКcosφ
эксплуатации АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
13
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5)
1-1, 11-1
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
2-1, 6-1, 8-1
(Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 1,0)
3-1
(Сч. 0,2S; ТТ 1,0; ТН 0,5)
1,0±1,8
0,9±2,2
0,8±2,8
0,7±3,4
0,5±5,3
1,0±1,9
0,9±2,4
0,8±2,9
0,7±3,6
0,5±5,5
1,0±1,3
0,9±1,4
0,8±1,6
0,7±1,9
0,5±2,6
1,0±3,4
0,9±4,4
0,8±5,5
0,7±6,8
0,5±10,6
±1,0±0,8
±1,2±1,0
±1,5±1,1
±1,8±1,3
±2,7±1,9
±1,2±1,0
±1,4±1,2
±1,7±1,4
±2,0±1,6
±3,0±2,3
±1,3±1,3
±1,4±1,4
±1,6±1,6
±1,8±1,8
±2,6±2,6
±1,9±1,4
±2,3±1,7
±2,9±2,1
±3,5±2,5
±5,4±3,8
Лист № 8
Всего листов 12
Продолжение таблицы 3
Номер ИИКcosφ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих условиях
эксплуатации АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
4-1, 10-1
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 1,0)
7-1
(Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 0,5)
1,0±2,1
0,9±2,6
0,8±3,2
0,7±3,8
0,5±5,9
1,0±0,9
0,9±0,9
0,8±1,0
0,7±1,2
0,5±1,5
±1,5±1,4
±1,8±1,6
±2,1±1,9
±2,5±2,2
±3,7±3,1
±0,9±0,9
±0,9±0,9
±1,0±1,0
±1,1±1,1
±1,4±1,4
Номер ИИКcosφ
0,9
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях
эксплуатации АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
±6,4 ±3,2 ±2,3
13
0,8±4,4
(С
ч
. 0,5; ТТ 0,5)
0,7±3,5
0,5 ±2,7
0,9 ±6,5
1-1, 11-1
0,8±4,5
(С
ч
. 0,5; ТТ 0,5;
Т
Н 0,5)
0,7±3,6
0,5 ±2,8
0,9 ±3,3
2-1, 6-1, 8-1
0,8±2,5
(С
ч
. 0,5; ТТ 3,0;
Т
Н 1,0)
0,7±2,2
0,5 ±1,9
0,9 ±12,5
3-1
0,8±8,5
(С
ч
. 0,5; ТТ 1,0;
Т
Н 0,5)
0,7±6,7
0,5 ±4,9
0,9 ±7,0
4-1, 10-1
0,8±4,9
(С
ч
. 0,5; ТТ 0,5;
Т
Н 1,0)
0,7±3,9
0,5 ±3,0
0,9 ±2,2
7-1
0,8±1,8
(С
ч
. 0,5; ТТ 3,0;
Т
Н 0,5)
0,7±1,6
0,5±1,5
±2,3±1,7
±1,9±1,4
±1,5±1,2
±3,6±2,7
±2,5±2,0
±2,1±1,7
±1,7±1,4
±3,1±3,0
±2,3±2,3
±2,0±1,9
±1,7±1,6
±6,4±4,5
±4,4±3,1
±3,5±2,5
±2,6±2,0
±4,3±3,6
±3,1±2,6
±2,5±2,2
±2,0±1,8
±1,8±1,7
±1,4±1,4
±1,3±1,3
±1,2±1,2
Лист № 9
Всего листов 12
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а погрешность
измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
;
2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
3. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн;
-
диапазон силы тока - от 0,05∙ Iн до 1,2∙Iн;
-
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчиков -от
18 ˚С до 25 ˚С; УСПД - от 10 ˚С до 30 ˚С; ИВК - от 10 ˚С до 30 ˚С;
-
частота - (50
±
0,15) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1; диапазон
силы первичного тока - от 0,05∙Iн1 до 1,2∙Iн1; частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С.
Для счетчиков электроэнергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙Uн2 до 1,1∙Uн2; диапазон
силы вторичного тока - от 0,05∙Iн2 до 1,2∙Iн2; частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 10 ˚С до 30 ˚С;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2.
6. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 –
активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены
средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
счетчики СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
счетчики СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-
в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
Лист № 10
Всего листов 12
-
счетчиков;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД.
-
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчиках;
-
пароль на УСПД;
-
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при
отключении питания – до 5 лет;
-
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее
35 суток; при отключении питания – не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной
документации АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование СИ
1
1. Трансформатор тока
2. Трансформатор тока
3. Трансформатор тока
4. Трансформатор тока
5. Трансформатор тока
6. Трансформатор тока
7. Трансформатор напряжения
8. Счетчик
9. Счетчик
10. УСПД
11. Методика поверки
12. Паспорт – формуляр
Тип
2
ТВ-110/50
ТНДМ-110
ТВ-110
ТВ-110-50
ТДУ-110
ТТИ-А
НКФ-110
СЭТ-4ТМ.03
СЭТ-4ТМ.03М.08
ТК16L
1738/500-2013
АУВП.411711.ФСК.057.03.ЭД
Кол-во, шт.
3
3
12
6
3
3
3
27
9
1
1
1
1
Лист № 11
Всего листов 12
Поверка
осуществляетсяподокументуМП1738/500-2013"Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ
"Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула". Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ
"Ростест-Москва" 17.09.2013 г.
Перечень основных средств поверки:
-
для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки";
-
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
"ГСИ.Трансформаторынапряжения.Методикаповерки"и/или
МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ;
Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
-
для счётчика СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1,
согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.;
-
для счётчика СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1,
согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 04 декабря 2007 г.;
-
для УСПД ТК16L – по документу "Устройство сбора и передачи данных
ТК16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика
поверки"АВБЛ.468212.041МП,утвержденномуГЦИСИФГУП
"ВНИИМС" в декабре 2007 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
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и
падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и
счетчиком – по МИ 3000-2006.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической
энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Тула" - АИИС КУЭ
ПС 220 кВ "Тула"
Свидетельство об аттестации методики измерений 477-2010 от 14.09.2010 г.
системе
учета
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияк
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого
электрической энергии ПС 220 кВ "Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула"
1. ГОСТ 22261-94 с изм. "Средства измерений электрических и магнитных
величин. Общие технические условия".
2. ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированныесистемы.Автоматизированныесистемы.Стадии
создания".
3. ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения".
4. ГОСТ 7746–2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5. ГОСТ 1983–2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
Лист № 12
Всего листов 12
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22.
Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23.
Статические счетчики реактивной энергии".
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической
системы" (ОАО "ФСК ЕЭС")
Юридический адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Тел.: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр
"ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО «ИЦ ЭАК»)
Юридический адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Тел.: +7 (495) 620-08-38
Факс: +7 (495) 620-08-48
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).
Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 года.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.
"____"_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 59991-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Северо-Западная ТЭЦ" ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь" | Нет данных | ООО "Фирма "Неон АВМ", г.Мытищи | 4 года | Перейти |
| 58114-14 | Система измерительная налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны на Омской нефтебазе ЗАО "Газпромнефть-Терминал" | Нет данных | ЗАО "МАРКОН терминал", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 75062-19 | Система измерительная массового расхода и массы воды поз. 137-1 цеха № 02 НПЗ ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 23014-02 | Система автоматизированная диспетчерского контроля и управления | АСДКУ ВВС и АГТУ | Восточная водопроводная станция МГП "Мосводоканал", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 71669-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Сомкино | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
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
"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
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
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