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 подстанции 500 кВ "Амурская" в части ВЛ 500 кВ "Амурская - Бурейская ГЭС" и "Зейская ГЭС - Амурская № 2" - АИИС КУЭ ПС 500 кВ "Амурская" в части ВЛ 500 кВ "Амурская - Бурейская ГЭС" и "Зейская ГЭС - Амурская № 2" Нет данных, ГРСИ 56886-14
Номер госреестра:
56886-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Амурская" в части ВЛ 500 кВ "Амурская - Бурейская ГЭС" и "Зейская ГЭС - Амурская № 2" - АИИС КУЭ ПС 500 кВ "Амурская" в части ВЛ 500 кВ "Амурская - Бурейская ГЭС" и "Зейская ГЭС - Амурская № 2"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энергоучет", г.Самара
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0392
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 54570
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская -
Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ
«Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС -
Амурская № 2»
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и
«Зейская ГЭС - Амурская № 2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ
«Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» (далее - АИИС КУЭ),
предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее – ТТ) класса точности
0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее – ТН) класса
точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа А1800
класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса
точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных
электрических цепей и технических средств приема – передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее –
ИВКЭ), созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее – УСПД) типа RTU-325
(Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. № 000615), устройства синхронизации системного времени
(далее – УССВ) и коммутационного оборудования.
УСПД типа RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической
энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в
информационно-вычислительныйкомплекс(далее–ИВК).Полученнаяинформация
накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов
составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при
конфигурировании УСПД.
3-й уровень – ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Компания
Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии (далее – ОРЭ).
ИВК состоит изкомплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп) (далее – ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройства синхронизации
времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для
организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к
информации. В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр СИ РФ № 45048-10) –
используетсяспециализированноепрограммноеобеспечениеАвтоматизированная
информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС
(Метроскоп) (далее – СПО «Метроскоп»).
Лист № 2
Всего листов 13
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено
автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) персонала.
Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни
АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в
счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую
линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока
установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной
микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители
подаетсянепосредственнонаизмерительнуюмикросхему.Измерительнаямикросхема
осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя
встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для
получения всехнеобходимых величин.С выходовизмерительноймикросхемына
микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной
энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и
накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет
управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные
импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной
мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит
на интервалах, длительность которых задается программно.
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). Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую
память УСПД. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически опрашивает УСПД уровня
ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному цифровому каналу связи, в качестве которого
используется волоконно-оптическая линия связи (далее-ВОЛС). При отказе основного канала
связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, в качестве которого используется
телефонная связь.
В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений
автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому
параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл
отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и
автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления
коммерческим учетом (далее – ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и всем заинтересованным организациям-
участникам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную
компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и
мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию
измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при
каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется
автоматически в случае расхождения времени часов счетчиков и УСПД на величину более ± 2 с.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации
времени УССВ-16HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной
системы позиционирования (GPS). Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно.
В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется устройство синхронизации времени
УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы
позиционирования (GPS). Корректировка часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по
сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-
Лист № 3
Всего листов 13
16HVS, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения
часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на
длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При
снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика
производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и
хранениякоммерческойинформациииобеспечиваетсясовокупностьютехническихи
организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и
корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
Идентификационное
наименование ПО
цифрового
идентификатора
Таблица 1 – Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ
ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версииЦифровой идентификатор ПО
Алгоритм
(идентификационный (контрольная сумма
номер) ПОисполняемого кода)
ПО
СПО (АИИС КУЭ)
ЕНЭС (Метроскоп)
1.00289аа64f646cd3873804db5fbd653679MD5
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с
учетом ПО;
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты –
«С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 13
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2
Номер ИК
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Наименование измеряемой
величины
Вид энергии
Основная относительная
погрешность
ИК,
(±δ) %
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 1000/1
№ 40087-08
ТН
Кт = 0,2
Ктн = 500000/√3/100/√3
№ 37847-08
02
ВЛ БГЭС
Счетчик
Таблица 2 – Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК
Канал измеренийИзмерительные компонентыМетрологические характеристики
Обозначение, типЗаводской номер
Относительная
погрешность ИК в рабочих
условиях эксплуатации,
(±δ) %
12
3
910
4
А
AGU-525
В
AGU-525
С
AGU-525
АVCU-525
ВVCU-525
СVCU-525
АVCU-525
ВVCU-525
СVCU-525
886923
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4-GB-DW401242321
№ 31857-11
5000000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
5678
798721
798722
798723
886928
886927
886926
Активная
886925
886924
Реактивная
0,5 1,9
1,1 1,9
Лист № 5
Всего листов 13
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 1000/1
№ 40087-08
ТН
Кт = 0,2
Ктн = 500000/√3/100/√3
№ 37847-08
49
ВЛ ЗГЭС № 2
Счетчик
5000000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 500/1
№ 40087-08
ТН
Кт = 0,2
Ктн = 500000/√3/100/√3
№ 37847-08
50
В – 500 Р – 2
Счетчик
2500000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Продолжение таблицы 2
12
3
678910
4
А
AGU-525
В
AGU-525
С
AGU-525
А
VCU-525
В
VCU-525
С
VCU-525
А
VCU-525
В
VCU-525
С
VCU-525
5
12100013
12100014
12100015
24900008
24900009
24900010
24900011
24900012
24900013
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4-GB-DW401242325
№ 31857-11
Активная 0,5 1,9
1,1 1,9
Реактивная
А
AGU-525
В
AGU-525
С
AGU-525
А
VCU-525
В
VCU-525
С
VCU-525
А
VCU-525
В
VCU-525
С
VCU-525
12100010
12100011
12100012
24900008
24900009
24900010
24900011
24900012
24900013
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4-GB-DW401242320
№ 31857-11
Активная 0,5 1,9
1,1 1,9
Реактивная
Лист № 6
Всего листов 13
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 500/1
№ 40087-08
ТН
Кт = 0,2
Ктн = 500000/√3/100/√3
№ 37847-08
51
В – 500 Р – 3
Счетчик
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 1000/1
№ 40087-08
ТН
Кт = 0,2
Ктн = 500000/√3/100/√3
№ 37847-08
52
В – 5 500
Счетчик
5000000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Продолжение таблицы 2
12
3
4
А
AGU-525
В
AGU-525
С
AGU-525
А
VCU-525
В
VCU-525
С
VCU-525
А
VCU-525
В
VCU-525
С
VCU-525
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4-GB-DW401242322
№ 31857-11
2500000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
5678910
798700
798701
798702
886928
886927
886926
886925
Активная0,51,9
886924
1,11,9
886923
Реактивная
А
AGU-525
798709
В
AGU-525
798710
С
AGU-525
798711
А
VCU-525886928
В
VCU-525886927
С
VCU-525886926
А
VCU-525886925
В
VCU-525886924
С
VCU-525886923
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4-GB-DW401242324
№ 31857-11
Активная 0,5 1,9
1,1 1,9
Реактивная
Лист № 7
Всего листов 13
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 1000/1
№ 40087-08
ТН
Кт = 0,2
Ктн = 500000/√3/100/√3
№ 37847-08
53
В – 6 500
Счетчик
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 1000/1
№ 40087-08
ТН
Кт = 0,2
Ктн = 500000/√3/100/√3
№ 37847-08
54
В – 7 500
Счетчик
5000000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Продолжение таблицы 2
12
3
4
А
AGU-525
В
AGU-525
С
AGU-525
А
VCU-525
В
VCU-525
С
VCU-525
А
VCU-525
В
VCU-525
С
VCU-525
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4-GB-DW401242326
№ 31857-11
5000000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
5678910
798706
798707
798708
886928
886927
886926
886925
Активная0,51,9
886924
1,11,9
886923
Реактивная
А
AGU-525
798717
В
AGU-525
798716
С
AGU-525
798715
А
VCU-525 886931
В
VCU-525 886920
С
VCU-525 886929
А
VCU-525 886921
В
VCU-525 886930
С
VCU-525886922
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4-GB-DW401242323
№ 31857-11
Активная 0,5 1,9
1,1 1,9
Реактивная
Лист № 8
Всего листов 13
ТТ
Кт = 0,5S
Ктт = 1000/5
№ 32875-12
Счетчик
200
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
ТТ
Кт = 0,5S
Ктт = 1000/5
№ 32875-12
Счетчик
200
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Окончание таблицы 2
123
678910
ТН
45
А
TAR5
45300
В
TAR5
45301
С
TAR5
45302
А - -
В--
С--
55
-
ТСН – 1 0,4 кВ
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1A1805RL-P4-GB-DW401215290
№ 31857-06
Активная
1,0 4,9
Реактивная
2,1 4,3
А
TAR5
45297
В
TAR5
45298
С
TAR5
45299
А - -
В--
ТН
С--
56
-
ТСН – 2 0,4 кВ
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1A1805RL-P4-GB-DW401215276
№ 31857-06
Активная
1,0 4,9
Реактивная
2,1 4,3
Лист № 9
Всего листов 13
Примечания:
1.
В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации,
(±δ) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 2 % от Iном и
температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 ˚С до
30 ˚С .
2.
Нормальные условия эксплуатации:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 ─ 1,02)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 ─ 1,2)I
н
;
коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; ТН- от минус 40 ˚С до
50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С ; УСПД - от 15 ˚С до 25 ˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
-
атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)
3.
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
; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 ─ 1,0 (0,6 ─
0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
-
атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)
Для электросчетчиков:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ─ 1,1)U
н2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosφ=1) ─ 1,2)I
н2
; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
)
- 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. ((100 ± 4) кПа)
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. ((100 ± 4) кПа)
4.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные,
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Лист № 10
Всего листов 13
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 120 000 ч., время
восстановления работоспособности T
в
=168 ч.;
-
компоненты ИВКЭ – УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т
0
=100 000 ч.,
среднее время восстановления работоспособности T
в
= 24 ч.;
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
К
Г_АИИС
= 0,984 – коэффициент готовности;
Т
О_АИИС
= 1464,13 ч. – среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
-
Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих
требованиям IEC - Стандартов;
-
Стойкость к электромагнитным воздействиям;
-
Ремонтопригодность;
-
Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
-
Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;
-
Резервирование элементов системы;
-
Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;
-
Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
-
попытки несанкционированного доступа;
-
связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;
-
изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
-
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-
перерывы питания.
журнал событий ИВКЭ:
-
ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации
измерительных трансформаторов тока и напряжения);
-
ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта
агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость
формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии
проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;
-
установка текущих значений времени и даты;
-
попытки несанкционированного доступа;
-
связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;
-
перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);
-
изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
-
отключение питания.
журнал событий ИВК:
− даты начала регистрации измерений;
− перерывов электропитания;
− программных и аппаратных перезапусков;
− установка и корректировка времени;
− нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего
интервала времени.
Лист № 11
Всего листов 13
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
привод разъединителя трансформаторов напряжения;
-
клеммы низкого напряжения 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:
-
результатов измерений при передаче информации( возможность использования
цифровой подписи);
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на промконтроллер (УСПД);
-
установка пароля на сервер БД ИВК.
Глубина хранения информации:
-
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее
30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
-
ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней;
при отключении питания – не менее 35 суток;
-
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений –
не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации
насистемуавтоматизированнуюинформационно-измерительнуюкоммерческогоучета
электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ кВ «Амурская - Бурейская
ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2». - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500
кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В
комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства
измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблицы 3 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Измерительный трансформатор тока типа AGU-525
Измерительный трансформатор тока типа TAR5
Измерительный трансформатор напряжения VCU-525
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа A1802RAL-P4-GB-DW4
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа A1805RL-P4-GB-DW4
Устройства сбора и передачи данных RTU-325
Количество
2
21 шт.
6 шт.
18 шт.
7 шт.
2 шт.
1 шт.
Лист № 12
Всего листов 13
Окончание таблицы 3
Наименование
1
СПО «Метроскоп»
АРМ оператора с ПО
Переносной инженерный пульт на базе Notebook
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
Методика поверки
Количество
2
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 экземпляр.
1 экземпляр
1 экземпляр
Поверка
осуществляетсяподокументуМП56886-14«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ
«Амурская» в части ВЛ 500 кВ кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская №
2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и
«Зейская ГЭС - Амурская № 2» Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в
феврале 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений».
-
по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
-
счетчиков типа АЛЬФА А1800 – по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики
электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»,
утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
-
счетчиков типа АЛЬФА А1800 – по документу «Счётчики электрической энергии
трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП»,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
-
УСПД RTU-300 – по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и
RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005МП.» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2008 г.;
-
ИВКАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп)–всоответствиисдокументом
ЕМНК.466454.005.МП «Комплексыизмерительно-вычислительныеАИИС КУЭЕНЭС
(Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденная ФГУ
«Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.;
-
переносной компьютер с ПОи оптический преобразовательдля работы со
счетчиками АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений
27008-04;
-
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20
до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%,
дискретность 0,1%.
Лист № 13
Всего листов 13
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «21168598.422231.0392.ИС1.М. Инструкция по
эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ«Амурская -
Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская - Бурейская
ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2» - АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Амурская» в части ВЛ
500 кВ «Амурская - Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2».
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
6. «21168598.422231.0392.ИС1.М.Инструкцияпоэксплуатациисистемы
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии подстанции 500 кВ «Амурская» в части ВЛ 500 кВ «Амурская -
Бурейская ГЭС» и «Зейская ГЭС - Амурская № 2».
Рекомендации по областям применения в trial государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергоучет»
(ООО «Энергоучет»)
Юридический/почтовый адрес:
443070, г. Самара,
ул. Партизанская, д. 150
Тел./Факс: (846) 268-00-00, 270-52-95
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 30910-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ КС-29 Донская | Нет данных | ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва, заявитель ООО "Газпромэнерго" | 4 года | Перейти |
| 67517-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по НПС "Кузнецк" | Нет данных | АО "Транснефть - Дружба", г.Брянск | 4 года | Перейти |
| 37677-08 | Система измерений количества и показателей качества нефти ООО "Компания Полярное Сияние" | Нет данных | Фирма "Paragon Engineering", США | 1 год | Перейти |
| 64898-16 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 36 на ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть - Дружба" | Нет данных | АО "Транснефть - Дружба", г.Брянск | 1 год | Перейти |
| 61466-15 | Система измерений количества и показателей качества газового конденсата "конденсатопровод Термокарстовое ГКМ - Восточно-Таркосалинское месторождение" ЗАО "Тернефтегаз" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 3 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