Untitled document

Приложение к свидетельству № 54641

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 14

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии подстанции 220 кВ «Ледяная» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Ледяная»

Назначение средства измерений

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета

электроэнергии подстанции 220 кВ «Ледяная» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Ледяная» (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 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 по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 0,5

по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и

технических средств приема – передачи данных.

2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее – ИВКЭ),

созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее – УСПД) типа RTU-325L (Госреестр

СИ РФ № 37288-08, зав. № 004440), устройства синхронизации системного времени (далее –

УССВ) и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325L 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 из комплекса 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) – используется специализированное

программноеобеспечениеАвтоматизированнаяинформационно-измерительнаясистема

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее – СПО

«Метроскоп»).

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.

Лист № 2

Всего листов 14

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 спутниковая связь. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по

резервному каналу связи, в качестве которого используется волоконно-оптическая линия связи

(далее – ВОЛС).

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, 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,

время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов

УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.

Лист № 3

Всего листов 14

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 хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и

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 14

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2

Номер ИК

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации,

№ Госреестра СИ или

свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской

номер

К

ТТ

·К

ТН

·К

СЧ

Наименование измеряемой

величины

Вид энергии

Основная относительная

погрешность

ИК,

(±δ) %

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

A1802RALQ-P4-GB-

DW4

01258457

1320000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Таблица 2 – Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК

Канал измеренийИзмерительные компоненты

Метрологические

характеристики

Наименование объекта

учета, диспетчерское

наименование

присоединения

Относительная

погрешность ИК в рабочих

условиях эксплуатации,

(±δ) %

678910

ТТ

ТН

4

SB 0,8

VPU-245

5

13014259

13014265

13014256

23400023

23400020

23400024

23400021

23400019

23400022

123

Кт = 0,2S

А

Ктт = 600/1 В

№ 20951-08

С

А

Кт = 0,2

В

Ктн = С

11 220000/√3/100/√3

А

№ 37849-08

В

С

ВЛ 220 кВ Амурская – Ледяная

Активная 0,5 1,9

Реактивная 1,1 1,9

Лист № 5

Всего листов 14

ТТ

ТН

12

ВЛ

220 кВ Шимановск –

Ледяная

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

A1802RALQ-P4-GB-

DW4

01258459

1320000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

A1802RALQ-P4-GB-

DW4

01258455

660000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Продолжение таблицы 2

12

678910

3

Кт = 0,2S

А

Ктт = 600/1 В

№ 20951-08

С

А

Кт = 0,2

В

Ктн = С

220000/√3/100/√3

А

№ 37849-08

В

С

4

SB 0,8

VPU-245

5

13014255

13014266

13014263

23400021

23400019

23400022

23400023

23400020

23400024

Активная 0,5 1,9

Реактивная 1,1 1,9

ТТ

ТН

SB 0,8

VPU-245

13014249

13014250

13014254

23400023

23400020

23400024

23400021

23400019

23400022

Кт = 0,2S

А

Ктт = 300/1 В

№ 20951-08

С

А

Кт = 0,2

В

Ктн = С

13

220000/√3/100/√3

А

№ 37849-08

В

С

ВЛ 220 кВ

Ледяная – Восточная № 1

Активная 0,5 1,9

Реактивная 1,1 1,9

Лист № 6

Всего листов 14

ТТ

ТН

14

ВЛ 220 кВ Ледяная – ГПП

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

A1802RALQ-P4-GB-

DW4

01258458

1320000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

A1802RALQ-P4-GB-

DW4

01258461

660000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Продолжение таблицы 2

12

678910

3

Кт = 0,2S

А

Ктт = 600/1 В

№ 20951-08

С

А

Кт = 0,2

В

Ктн = С

220000/√3/100/√3

А

№ 37849-08

В

С

4

SB 0,8

VPU-245

5

13014257

13014252

13014253

23400021

23400019

23400022

23400023

23400020

23400024

Активная 0,5 1,9

Реактивная 1,1 1,9

ТТ

ТН

SB 0,8

VPU-245

13014251

13014258

13014264

23400021

23400019

23400022

23400023

23400020

23400024

Кт = 0,2S

А

Ктт = 300/1 В

№ 20951-08

С

А

Кт = 0,2

В

Ктн = С

15

220000/√3/100/√3

А

№ 37849-08

В

С

ВЛ 220 кВ

Ледяная – Восточная № 2

Активная 0,5 1,9

Реактивная 1,1 1,9

Лист № 7

Всего листов 14

ТТ

ТН

16

Т1 220 кВ

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

A1802RALQ-P4-GB-

DW4

01258456

330000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

A1802RALQ-P4-GB-

DW4

01258454

330000

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Продолжение таблицы 2

12

678910

3

Кт = 0,2S

А

Ктт = 150/1 В

№ 20951-08

С

А

Кт = 0,2

В

Ктн = С

220000/√3/100/√3

А

№ 37849-08

В

С

4

SB 0,8

VPU-245

5

13013884

13013883

13013880

23400021

23400019

23400022

23400023

23400020

23400024

Активная 0,5 1,9

Реактивная 1,1 1,9

ТТ

ТН

SB 0,8

VPU-245

13013879

13013881

13013882

23400023

23400020

23400024

23400021

23400019

23400022

Кт = 0,2S

А

Ктт = 150/1 В

№ 20951-08

С

А

Кт = 0,2

В

Ктн = С

17

220000/√3/100/√3

А

№ 37849-08

В

С

Т2 220 кВ

Активная 0,5 1,9

Реактивная 1,1 1,9

Лист № 8

Всего листов 14

ТТ

ТН

18

СВ 220 кВ

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

A1802RALQ-P4-GB-

DW4

01258460

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

ТТ

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

№ 31857-11

A1802RALQ-P4-GB-

DW4

01259106

320

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная,

W

Q

Продолжение таблицы 2

12

78910

3

Кт = 0,2S

А

Ктт = 600/1 В

№ 20951-08

С

А

Кт = 0,2

В

Ктн = С

220000/√3/100/√3

А

№ 37849-08

В

С

4

SB 0,8

VPU-245

56

13014262

13014261

13014260

23400021

23400019

23400022

23400023

23400020

23400024

1320000

Активная 0,5 1,9

Реактивная 1,1 1,9

Кт = 0,5S

А ТСН-8 119412

Ктт = 1600/5 В ТСН-8 119414

№ 26100-03

С

ТСН-8

119413

А--

В -

С

-

19

-

ЩСН 1 0,4 кВ

Активная0,84,7

Реактивная 1,9 2,6

Лист № 9

Всего листов 14

ТТ

ТН

20

ЩСН 2 0,4 кВ

Счетчик

ТТ

Счетчик

4

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

ТТ

Счетчик

4

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

Окончание таблицы 2

12

34

Кт = 0,5S

А ТСН-8

Ктт = 1600/5 В

ТСН-8

№ 26100-03

С

ТСН-8

А-

-В-

С-

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1A1802RALQ-P4-GB-DW401259105

№ 31857-11

320

Энергия активная, W

P

Энергия реактивная, W

Q

5678910

120907

120906

120908

-

Активная 0,8 4,7

- Реактивная 1,9 2,6

Кт = 0,5S

Ктт = 20/5

№ 36382-07

ТН

АT-0,66 М У3050912

ВT-0,66 М У3050919

СT-0,66 М У3050915

А - -

В - -

С - -

21

-

Хознужды 0,4 кВ № 1

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1A1802RALQ-P4-GB-DW401259107

№ 31857-11

Активная 0,8 4,7

Реактивная 1,9 2,6

Кт = 0,5S

Ктт = 20/5

№ 36382-07

ТН

АT-0,66 М У3050913

ВT-0,66 М У3050914

СT-0,66 М У3050916

А - -

В - -

С - -

22

-

Хознужды 0,4 кВ № 2

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1A1802RALQ-P4-GB-DW401259108

№ 31857-11

Активная 0,8 4,7

Реактивная 1,9 2,6

Лист № 10

Всего листов 14

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 № 11

Всего листов 14

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

= 0,988 – коэффициент готовности;

Т

О_АИИС

= 1911,68 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 № 12

Всего листов 14

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 220 кВ «Ледяная» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Ледяная»

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 SB 0,8

Измерительный трансформатор тока типа ТСН-8

Измерительный трансформатор тока типа Т-0,66 М У3

Измерительный трансформатор напряжения VPU-245

Счетчик электроэнергии многофункциональный типа A1802RALQ-P4-GB-DW4

Устройства сбора и передачи данных RTU-325L

Количество

2

24 шт.

6 шт.

12 шт.

1 шт.

Лист № 13

Всего листов 14

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 экземпляр.

1 экземпляр

Поверка

осуществляетсяподокументуМП56950-14«Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ

«Ледяная» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Ледяная». 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 «Счётчики электрической энергии

трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП»,

утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМС» в 2011 г.;

-

УСПД RTU-325L – 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 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «21168598.422231.0399.ИС1 Инструкция по

эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии подстанции 220 кВ «Ледяная».

Лист № 14

Всего листов 14

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии подстанции 220 кВ «Ледяная» - АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Ледяная».

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. «21168598.422231.0399.ИС1. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ

«Ледяная».

Рекомендации по областям применения в сфере 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:

office@vniims.ru

,

www.vniims.ru

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.

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