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 электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Юго-Западная" Нет данных, ГРСИ 55844-13
Номер госреестра:
55844-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Юго-Западная"
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.№ 878
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53386
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Юго-Западная»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Юго-Западная» (далее по тексту – АИИС
КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора,
обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученныеданныеирезультатыизмерениймогутиспользоватьсядля
оперативногоуправленияэнергопотреблениемнаПС 330 кВ«Юго-Западная»
ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованнымуправлением и распределённой
функцией измерения.
АИИС КУЭ включает 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) RTU-325
(Госреестр № 37288-08), коммутационное оборудование;
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- 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 Северо-Запада (филиала ОАО
«ФСК ЕЭС» – МЭС Северо-Запада) 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; устройствосинхронизациисистемноговремени набазе приемника GPS;
автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персональго компьтера (далее по тексту –
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 измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются
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.
Лист № 2
Всего листов 11
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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системноговремени(УССВ)совстроеннымGPS-приемником,обеспечивающем
с
инх
ро
низ
а
ци
ю
часов
с
ервер
а
,
п
р
и
превы
ш
ении
порога
±
1
с
проис
х
оди
т
коррекция
часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи
УСПД - сервер, коррекция
п
ровод
и
тся
при
рас
х
ожде
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. По
п
равка
часов
счетч
и
ков
со
г
лас
н
о
описан
ию ти
па
±
0,5
с,
а
с
уч
е
т
ом
т
емпера
ту
р
н
о
й
состав
л
яюще
й
–
±
1,5 с.
Ход часов
ком
п
о
н
е
н
тов
А
И
ИС КУЭ
не превы
ш
ае
т
±
5
с
/
сут
.
Программное обеспечение
Номер версии
(идентификационн
ый номер) ПО
Цифровой
идентификатор
ПО
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Идентификационное
наименование
файла
ПО
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификато
amrserver.exe
amrс.exe
amra.exe
cdbora2.dll
encryptdll.dll
"АльфаЦЕНТР"
v. 11.07.01.01
alphamess.dll
MD5
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту – ПО)
«АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения
данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной
информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными
системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с
правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,
обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
Идентификацион
ное
наименование
ПО
1
2
4
ра
ПО
5
3
e357189aea0466e98
b0221dee68d1e12
745dc940a67cfeb3a1
b6f5e4b17ab436
ed44f810b77a6782a
bdaa6789b8c90b9
0ad7e99fa26724e65
102e215750c655a
0939ce05295fbcbbb
a400eeae8d0572c
b8c331abb5e344441
70eee9317d635cd
Лист № 3
Всего листов 11
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3,
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений –
уровень «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
№
ИИК
Диспетчерское
наименование точки
учёта
2
3
4
5
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК
электрической
ТрансформаторТрансформатор
Счётчик
ИВКЭ
тока напряжения
энергии
(УСПД)
123456
НКФ-110-57
ТФЗМ-110Б-IIIУ1кл.т 0,5
ПС 330 кВ «Юго-Западная»,кл.т 0,5Ктт =
1 ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Ктт = 1000/1 (110000/v3)/(100/v3)
Мойка, Л.Юго-Западная-2 Зав. № 2945; 2943; 2946 Зав. № 11524; 11681;
Госреестр № 2793-8811549 Госреестр №
14205-05
ЕА02RAL-P4B-4WRTU-325 зав.
кл.т 0,2S/0,5 № 000632
Зав. № 01174448Госреестр
Госреестр № 16666-07 № 37288-08
ТВ-110НАМИ-110 УХЛ1
ПС 330 кВ «Юго-Западная», кл.т 0,5 кл.т 0,2 ЕА02RAL-P4B-4W RTU-325 зав.
ВЛ 110 кВ Новгородская Ктт = 1000/1 Ктт = кл.т 0,2S/0,5 № 000632
ТЭЦ - Юго-Западная,Зав. № 4436-А; 4436-В; (110000/v3)/(100/v3)Зав. № 01174439Госреестр
Л.Ильменская-1 4436-СЗав. № 3780; 3133; 3175 Госреестр № 16666-07 № 37288-08
Госреестр № 20644-03 Госреестр № 24218-08
РП Азот, Л.Химическая-1
Ктт = 1000/1Ктт =
кл.т 0,2S/0,5
№ 000632
ТВ-110НАМИ-110 УХЛ1
ПС 330 кВ «Юго-Западная»,
кл.т 0,5 кл.т 0,2 ЕА02RAL-P4B-4W RTU-325 зав.
ВЛ 1
1
0
кВ Ю
г
о-Западная -
Зав. № 4435-А; 4435-В; (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 01174431 Госреестр
4435-СЗав. № 3780; 3133; 3175 Госреестр № 16666-07 № 37288-08
Госреестр № 20644-03 Госреестр № 24218-08
кл.т 0,5
Госреестр № 2793-88
кл.т 0,2
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 01174444
№ 000632
Госреестр
ПС 330 кВ «Юго-Западная»,
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
НАМИ-110 УХЛ1
ЕА02RAL-P4B-4WRTU-325 зав.
ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Ктт = 1000/1
ПС 315, Л
.
Химическа
я
-3 Зав. № 6891; 6829; 6818
Зав. № 3780; 3133; 3175 Госреестр № 16666-07 № 37288-08
Госреестр № 24218-08
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 7145; 6578; 7146
Госреестр № 2793-88
кл.т 0,2
ПС 330 кВ «Юго-Западная»,
ТФЗМ-11
0
Б-III
У
1
НАМИ-110 УХЛ1
ЕА02RAL-P4B-4W RTU-325 зав.
ВЛ 110 кВ Новгородская - Ктт = кл.т 0,2S/0,5 № 000632
Юго-Западная, Л.Юго-(110000/v3)/(100/v3)Зав. № 01174437Госреестр
Западная-1 Зав. № 3780; 3133; 3175 Госреестр № 16666-07 № 37288-08
Госреестр № 24218-08
ТВ-110
Ктт = 1000/1
Зав. № 4467-А; 4467-
В;
Ктт =
11549
НКФ-110-57
ПС 330 кВ «Юго-Западная»,
к
л
.т 0,5
кл.т 0,5
6 ВЛ 110 кВ Юго-Западная - (110000/v3)/(100/v3)
Мостищи, Л.Юго-Западная-3
4467-С
Зав. № 11524; 11681;
Госреестр № 20644-03
Госреестр №
14205-05
ЕА02RAL-P4B-4WRTU-325 зав.
кл.т 0,2S/0,5 № 000632
Зав. № 01174419Госреестр
Госреестр № 16666-07 № 37288-08
Лист № 4
Всего листов 11
7
8
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 3321-А; 813-С
Госреестр № 2473-69
НТМИ-10-66
кл.т 0,5
Ктт = 10000/100
Зав. № 3308
Госреестр № 831-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 5725-А; 5500-С
Госреестр № 2473-69
НТМИ-10-66
кл.т 0,5
Ктт = 10000/100
Зав. № 3308
Госреестр № 831-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 0958-А; 9366-С
Госреестр № 2473-69
НТМИ-10-66
кл.т 0,5
Ктт = 10000/100
Зав. № 3811
Госреестр № 831-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 1850-А; 1857-С
Госреестр № 2473-69
НТМИ-10-66
кл.т 0,5
Ктт = 10000/100
Зав. № 3811
Госреестр № 831-69
13
14
15
Продолжение таблицы 2
123456
ТВ-110
Ктт =
(110000/v3)/(100/v3)
Зав. № 11524; 11681;
11549
ПС 330 кВ «Юго-
Западная»,
ОВ-110 кВ
НКФ-110-57
ПС 330 кВ «Юго-кл.т 0,5
кл.т 0,5
ЕА02RAL-P4B-4WRTU-325 зав.
Западная», Ктт = 1000/1 кл.т 0,2S/0,5 № 000632
ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Зав. № 4491-А; 4491-В;Зав. № 01174450Госреестр
Южная, Л.Новгородская-24491-С Госреестр № 16666-07 № 37288-08
Госреестр № 20644-03
Госреестр № 14205-05
ТВ-110НАМИ-110 УХЛ1
кл.т 0,5кл.т 0,2ЕА02RAL-P4В-4WRTU-325 зав.
Ктт = 1000/1 Ктт = кл.т 0,2S/0,5 № 000632
Зав. № 4441-А; 4441-В;(110000/v3)/(100/v3)Зав. № 01046914Госреестр
4441-С Зав. № 3780; 3133; 3175 Госреестр № 16666-97 № 37288-08
Госреестр № 20644-03 Госреестр № 24218-08
ПС 330 кВ «Юго-
9Западная»,
ВЛ 10 кВ л.1
ЕА05RAL-B-4 RTU-325 зав.
кл.т 0,5S/1,0 № 000632
Зав. № 01050198Госреестр
Госреестр № 16666-97 № 37288-08
ПС 330 кВ «Юго-
10Западная»,
ВЛ 10 кВ л.3
ЕА02RAL-B-4 RTU-325 зав.
кл.т 0,5S/1,0 № 000632
Зав. № 01050191Госреестр
Госреестр № 16666-97 № 37288-08
ПС 330 кВ «Юго-
11Западная»,
ВЛ 10 кВ л.5
ЕА05RAL-B-4 RTU-325 зав.
кл.т 0,5S/1,0 № 000632
Зав. № 01053689Госреестр
Госреестр № 16666-97 № 37288-08
ПС 330 кВ «Юго-
12Западная»,
ВЛ 10 кВ л.7
ЕА05RAL-B-4 RTU-325 зав.
кл.т 0,5S/1,0 № 000632
Зав. № 01050194Госреестр
Госреестр № 16666-97 № 37288-08
кл.т 0,2S
Ктт = 500/1
Зав. № 5602; 5603; 5604
кл.т 0,2
Зав. № 214; 216; 215
DW-4
A1802RALXQ-P4GB-
R
T
U-325
зав.
кл.т 0,2S/0,5
№ 000632
Зав. № 01222473
Госреестр № 31857-11
Госреестр
№ 37288-08
кл.т 0,2S
Ктт = 500/1
Зав. № 5605; 5606; 5607
кл.т 0,2
Зав. № 217; 218; 219
DW-4
A1802RALXQ-P4GB-
R
T
U-325
зав.
кл.т 0,2S/0,5
№ 000632
Зав. № 01222472
Госреестр № 31857-11
Госреестр
№ 37288-08
ПС 330 кВ «Юго-
ТГФМ-110 II*
НДКМ-110
Западная», Ктт =
ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ (110000/v3)/(100/v3)
Юго-Западная - НПС-7 №1
Госреестр №
36672-08
Госреестр № 38002-
0
8
ПС 330 кВ «Юго-
ТГФМ-110 II*
НДКМ-110
Западная», Ктт =
ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ (110000/v3)/(100/v3)
Юго-Западная - НПС-7 №2
Госреестр №
36672-08
Госреестр № 38002-
0
8
VCU-362
ПС 330 кВ «Юго-ТГФ-330 II*кл.т 0,2
Западная»,кл.т 0,2SКтт =
ВЛ 330 кВ НовгородскаяКтт = 1000/1(330000/v3)/(100/v3)
ТЭЦ - Юго-Западная,( Л- Зав. № 67,69,68 Зав. № 794095;
407)Госреестр № 44699-10794094; 794093
Госреестр № 37847-08
EA02RAL-P3B-4WRTU-325
кл.т 0,2S/0,5 зав. №
Зав. № 01046915 000632
Госреестр № 16666- Госреестр
97№ 37288-08
Лист № 5
Всего листов 11
1, 6 – 7
(Сч. 0,5; ТТ 0,5;
ТН 0,5)
2 – 5, 8
(Сч. 0,5; ТТ 0,5;
ТН 0,2)
9 – 12
(Сч. 1,0; ТТ 0,5;
ТН 0,5)
13 – 14, 15
(Сч. 0,5; ТТ 0,2S;
ТН 0,2)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в нормальных
Номер ИИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
I
5%
£
I
изм
<I
20%
I
20%
£
I
изм
<I
100%
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
1,0-±1,8±1,1±0,9
1, 6 – 70,9-±2,3±1,3±1,0
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; 0,8 - ±2,8 ±1,6 ±1,2
ТН 0,5)
0,7 - ±3,5 ±1,9 ±1,5
0,5 - ±5,4 ±2,9 ±2,2
1,0 - ±1,7 ±0,9 ±0,7
2 – 5, 80,9-±2,2±1,2±0,8
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5;0,8-±2,8±1,4±1,0
ТН 0,2)
0,7-±3,4±1,8±1,3
0,5-±5,3±2,7±1,9
1,0-±1,8±1,2±1,0
9 – 120,9-±2,4±1,4±1,2
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5;0,8-±2,9±1,7±1,3
ТН 0,5)
0,7-±3,6±2,0±1,6
0,5-±5,5±3,0±2,3
1,0 ±1,0±0,6±0,5±0,5
13 – 14, 15 0,9 ±1,1 ±0,7 ±0,5 ±0,5
(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; 0,8 ±1,3 ±0,8 ±0,6 ±0,6
ТН 0,2)
0,7 ±1,5 ±0,9 ±0,7 ±0,7
0,5±2,0±1,3±0,9±0,9
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивной электрической энергии в нормальных
Номер ИИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
I
5%
£
I
изм
<I
20%
I
20%
£
I
изм
<I
100%
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
0,9-±6,4±3,5±2,6
0,8-±4,4±2,4±1,8
0,7-±3,5±1,9±1,5
0,5-±2,6±1,5±1,2
0,9-±6,3±3,2±2,2
0,8-±4,3±2,2±1,6
0,7-±3,4±1,8±1,3
0,5-±2,5±1,4±1,0
0,9-±6,6±3,6±2,7
0,8-±4,6±2,6±2,1
0,7-±3,7±2,2±1,8
0,5-±2,9±1,8±1,5
0,9 ±3,8±1,6±1,2±1,2
0,8 ±2,8±1,3±0,9±0,9
0,7 ±2,4±1,1±0,8±0,8
0,5 ±2,1±1,0±0,7±0,7
Лист № 6
Всего листов 11
Номер ИИК
cosφ
1, 6 – 7
(Сч. 0,5; ТТ 0,5;
ТН 0,5)
2 – 5, 8
(Сч. 0,5; ТТ 0,5;
ТН 0,2)
9 – 12
(Сч. 1,0; ТТ 0,5;
ТН 0,5)
13 – 14, 15
(Сч. 0,5; ТТ 0,2S;
ТН 0,2)
Продолжение таблицы 3
Номер ИИКcosφ
1,0
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
I
5%
£
I
изм
<I
20%
I
20%
£
I
изм
<I
100%
I
100%
£
I
изм
£
I
120%
-±1,9±1,2±1,0
1, 6 – 7
0,9-±2,4±1,4±1,2
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5;0,8-±2,9±1,7±1,4
ТН 0,5)
0,7-±3,6±2,0±1,6
0,5-±5,5±3,0±2,3
1,0-±1,8±1,1±0,9
2 – 5, 8
0,9-±2,3±1,3±1,0
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5;0,8-±2,8±1,6±1,2
ТН 0,2)
0,7-±3,5±1,9±1,4
0,5-±5,3±2,8±2,0
1,0-±2,2±1,7±1,5
9 – 12
0,9-±2,6±1,8±1,7
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5;0,8-±3,2±2,1±1,8
ТН 0,5)
0,7-±3,8±2,4±2,0
0,5-±5,7±3,3±2,6
1,0 ±1,2±0,8±0,7±0,7
13 – 14, 15
0,9 ±1,3 ±0,9 ±0,8 ±0,8
(Сч. 0,2S; ТТ 0,8 ±1,4 ±1,0 ±0,8 ±0,8
0,2S; ТН 0,2)
0,7 ±1,6 ±1,1 ±0,9 ±0,9
0,5 ±2,1 ±1,4 ±1,1 ±1,1
0,9
0,8
0,7
0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<I
5%
I
5%
£
I
изм
<I
20%
I
20%
£
I
изм
<I
100%
I
100%
£
I
изм
£
I
120
%
-±6,5±3,6±2,7
-±4,5±2,5±2,0
-±3,6±2,1±1,7
-±2,8±1,7±1,4
0,9-±6,4±3,3±2,4
0,8-±4,4±2,4±1,8
0,7-±3,6±2,0±1,5
0,5-±2,7±1,6±1,3
0,9-±7,2±4,0±3,1
0,8-±5,2±3,1±2,6
0,7-±4,3±2,7±2,3
0,5-±3,5±2,3±2,1
0,9 ±5,6±2,1±1,5±1,4
0,8 ±4,3±1,7±1,2±1,2
0,7 ±3,7±1,6±1,1±1,1
0,5 ±3,2±1,4±1,1±1,1
Лист № 7
Всего листов 11
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 0,01∙ 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 0,01∙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 0,01∙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 электроэнергии ЕвроАЛЬФА – среднее время наработки на отказ не менее
50000 часов;
-
счетчик электроэнергии "Альфа А1800" – среднее время наработки на отказ не менее
120000 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
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:
-
счетчиков;
Лист № 8
Всего листов 11
-
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
1. ТТ
9
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование СИ
1
Тип
2
Кол-во, шт.
3
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
2. ТТТВ-11015
3. ТТТЛМ-108
4. ТТТГФМ-110 II*6
5. ТТТГФ-330 II*1
6. ТННКФ-110-573
7. ТННАМИ-110 УХЛ13
8. ТННТМИ-10-662
Лист № 9
Всего листов 11
НДКМ-110
6
10. ТН
VCU-362
3
11. Счетчик
ЕА02RAL-P4B-4W
8
12. Счетчик
ЕА02RAL-P3В-4W
1
13. Счетчик
ЕА05RAL-B-4
4
14. Счетчик
A1802RALXQ-P4GB-DW-4
2
15. УСПД
RTU-325
1
16. Методика поверки
1750/500-2013
1
17. Паспорт – формуляр
1
Продолжение таблицы 4
9. ТН
АУВП.411711.ФСК.020.07.ПС-
ФО
Поверка
осуществляетсяподокументуМП1750/500-2013"Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
330 кВ «Юго-Западная». 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. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-
2005"Измерительныетрансформаторынапряжения35...330/√3кВ.
Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
-
для УСПД RTU-325 – по документу «Устройства сбора и передачи данных
серии RTU -325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.»,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
для счетчиков ЕвроАЛЬФА – по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ
ФГУ «Ростест-Москва» в 2003г.;
-
для счетчиков «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006
утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 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.
Лист № 10
Всего листов 11
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: "Методика измерений электрической
энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Юго-
Западная»
Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/079-2013 от 17.09.2013 г.
системе
учета
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияк
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Юго-Западная»
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".
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
Лист № 11
Всего листов 11
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 |
| 80108-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции ТП 0722 Свердловской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Пермского края | Открытое акционерное общество "Российские железные дороги" (ОАО "РЖД"), г. Москва | 4 года | Перейти | |
| 49857-12 | Система измерительная для измерений параметров турбовальных двигателей на стенде 18 | СИ-СТ18 | ОАО "Климов", г.С.-Петербург | 1 год | Перейти |
| 68889-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Демьянская" | Нет данных | ООО "Велес", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 81299-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Краснотурьинск | - | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 29239-05 | Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная ОАО "Березниковский Содовый Завод" | Нет данных | ООО "ДФ-Центр Метроника", г.Пермь | 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