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) филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока ПС 220 кВ "Светлая" Нет данных, ГРСИ 56996-14
Номер госреестра:
56996-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока ПС 220 кВ "Светлая"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0212-12
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 54694
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ
«Светлая»
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ «Светлая»
(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии,
а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов
измерений.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие в
себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S ГОСТ 7746-2001,
измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001
и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S по
ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии), 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 (в части реактивной
электроэнергии), вторичные измерительные цепи.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее – ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД RTU-325L, Госреестр
№ 37288-08, зав. № 004467), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер баз данных (далее БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений;
технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав
доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике
мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным
значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются
мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям
активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение
мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков. Полученная
информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление
электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение
измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Данные из УСПД
RTU 325L поступают на уровень ИВК АИИС КУЭ в ЦСОД исполнительного аппарата (ИА)
ОАО «ФСК ЕЭС», г. Москва для последующего хранения и передачи.
Лист № 2
Всего листов 14
Далее, данные с уровня АИИС КУЭ в ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» по цифровым каналам
связи (на участке «подстанция – ИА ОАО «ФСК ЕЭС» каналы связи организованы посредством
малых земных станций спутниковой связи (МЗССС) и на участке «ИА ОАО «ФСК ЕЭС» - ИВК
МЭС Востока» - с использованием единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ)
поступают в базу данных сервера уровня ИВК МЭС Востока, где происходит хранение
поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации
смежным субъектам и иным заинтересованным организациям путем формирования файлов формата
XML80020.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая
выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени в
АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ –
16HVS (далее – УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от
спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД
происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с
периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов
счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии 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
Специализированное программное обеспечение АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)- далее
СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп), имеет структуру автономного программного обеспечения.
ПО обладает идентификационными признаками, приведенными в таблице 1.
Идентификационное
наименование
программного
обеспечения
Наимено-
вание файла
Номер версии
(идентификац
ионный
номер)
программ-
много
обеспечения
Цифровой идентификатор
программного обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора программ-
много
обеспечения
СПО (АИИС КУЭ)
ЕНЭС (Метроскоп)
1.00
MD5
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
DataServer.
exe,
DataServer_US
PD.exe
D233ED6393702747769A45DE
8E67B57E
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 № 3
Всего листов 14
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Номер ИК
Наименование
объекта учета
Наименование
измеряемой
величины
Вид энергии
1
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156596
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК.
Состав 1-го уровня
Основная
относительная
погрешность
Метрологические характеристики
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
ИК, (±δ) %
эксплуатации,
(±δ) %
Вид СИ,
класс точности,
коэффициентОбозначение, тип
трансформации,
№ Госреестра СИ
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
8
сos φ = 0,87сos φ = 0,5
sin φ = 0,5 sin φ = 0,87
99
ТТ
ТН
1С
Кт=0,5
12 34567
Кт=0,5 А ТФЗМ 110Б-I 25321
Ктт=600/5 B ТФЗМ 110Б-I 25589
№ 26420-08 C ТФЗМ 110Б-I 25584
А1012734
Ктн=110000/√3/100/√3
B
НКФ-110-57
1012683
№ 14205-11
C1012745
ТН
2С
Ктн=110
К
0
т
0
=
0
0
/√
,5
3/100/√3
А
B
НКФ-110-57
2
24
34
9
0
9
6
1
№ 14205-11
C 26068
ВЛ 110 кВ Светлая - Мехзавод №1
132000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
1,1 5,4
2,3 2,7
Лист № 4
Всего листов 14
ТТ
ТН
1С
00308-12
ТН
2С
00311-12
2
Ф-7 Аэропорт
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156589
ТТ
ТН
1С
00308-12
ТН
2С
00311-12
3
ТСН-3 10 кВ
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RAL-P4GB-
DW-4
01182997
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Продолжение таблицы 2
12
99
3
Кт=0,5S
Ктт=150/5
4
А ТОЛ-СЭЩ-10
B ТОЛ-СЭЩ-10
5678
12040-12
12039-12
12041-12
№ 32139-11
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
CТОЛ-СЭЩ-10
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
3000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
11744-12
11252-12
11660-12
Кт=0,5S
Ктт=100/5
№ 32139-11
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
АТОЛ-СЭЩ-10
BТОЛ-СЭЩ-10
CТОЛ-СЭЩ-10
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
2000
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
Лист № 5
Всего листов 14
ТТ
ТН
2С
00311-12
ТН
1С
00308-12
4
ТСН-4 10 кВ
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156577
ТТ
ТН
1С
00308-12
ТН
2С
00311-12
5
Ф№3 КПД-8, ПТУ
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156494
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Продолжение таблицы 2
12
99
3
Кт=0,5S
Ктт=100/5
4
А ТОЛ-СЭЩ-10
B ТОЛ-СЭЩ-10
5678
10813-12
06104-12
11604-12
№ 32139-11
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
CТОЛ-СЭЩ-10
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
2000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
12038-12
12045-12
12046-12
Кт=0,5S
Ктт=150/5
№ 32139-11
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
АТОЛ-СЭЩ-10
BТОЛ-СЭЩ-10
CТОЛ-СЭЩ-10
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
3000
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
Лист № 6
Всего листов 14
ТТ
ТН
2С
00311-12
ТН
1С
00308-12
6
Яч. №10 РТС-2
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156237
ТТ
ТН
1С
00308-12
ТН
2С
00311-12
7
Ф-19 Орбита №1
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156495
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Продолжение таблицы 2
12
99
3
Кт=0,5S
Ктт=200/5
4
А ТОЛ-СЭЩ-10
B ТОЛ-СЭЩ-10
5678
12235-12
12234-12
12230-12
№ 32139-11
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
CТОЛ-СЭЩ-10
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
4000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
11703-12
11704-12
11702-12
Кт=0,5S
Ктт=100/5
№ 32139-11
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
АТОЛ-СЭЩ-10
BТОЛ-СЭЩ-10
CТОЛ-СЭЩ-10
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
2000
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
Лист № 7
Всего листов 14
ТТ
ТН
1С
00308-12
ТН
2С
00311-12
8
Ф-23 РТС-1 РПБ
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156497
ТТ
ТН
2С
00311-12
ТН
1С
00308-12
9
Ф-24 Орбита №2
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156496
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Продолжение таблицы 2
12
99
3
Кт=0,5S
Ктт=150/5
4
А ТОЛ-СЭЩ-10
B ТОЛ-СЭЩ-10
5678
11751-12
11752-12
11753-12
№ 32139-11
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
CТОЛ-СЭЩ-10
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
3000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
11705-12
11750-12
11722-12
Кт=0,5S
Ктт=150/5
№ 32139-11
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 38394-08
АТОЛ-СЭЩ-10
BТОЛ-СЭЩ-10
CТОЛ-СЭЩ-10
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
А
BНАЛИ-СЭЩ-10
C
3000
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
Лист № 8
Всего листов 14
ТТ
ТН
2С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00311-12
ТН
1С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00308-12
10
Ф-26 Сосновый Бор
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156574
ТТ
ТН
1С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00308-12
ТН
2С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00311-12
11
Ввод Т-3 10 кВ
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01157289
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Продолжение таблицы 2
12
99
3
Кт=0,5S
Ктт=200/5
4
А ТОЛ-СЭЩ-10
B ТОЛ-СЭЩ-10
5678
12237-12
12236-12
ТОЛ-СЭЩ-10
12348-12
№ 32139-11 C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
4000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
13521-12
13619-12
13620-12
Кт=0,5S А
Ктт=1500/5 B
№ 32139-11 C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
30000
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
Лист № 9
Всего листов 14
ТТ
ТН
2С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00311-12
ТН
1С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00308-12
12
Ввод Т-4 10 кВ
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156515
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
ТТ
ТН
1С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00308-12
ТН
2С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00311-12
13
ТСН-1 10 кВ
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RAL-P4GB-
DW-4
01179253
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Продолжение таблицы 2
12
99
3
Кт=0,5S
4
АТОЛ-СЭЩ-10
5678
13581-12
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
13582-12
13621-12
Ктт=1500/5 B
№ 32139-11 C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
30000
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
10759-12
11254-12
06081-12
Кт=0,5S А
Ктт=100/5 B
№ 32139-11 C
Кт=0,5S А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
2000
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
Лист № 10 Trial
листов 14
ТТ
ТН
2С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00311-12
ТН
1С
НАЛИ-СЭЩ-
10
trial-12
14
ТСН-2 10 кВ
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156575
ТТ
ТН
2С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00311-12
ТН
1С
НАЛИ-СЭЩ-
10
00308-12
15
Ф-36 Гулик
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01156588
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Продолжение таблицы 2
12
99
3
Кт=0,5S
Ктт=100/5
4
А ТОЛ-СЭЩ-10
B ТОЛ-СЭЩ-10
5678
11362-12
11251-12
ТОЛ-СЭЩ-10
11388-12
№ 32139-11 C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
2000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
12042-12
12037-12
12036-12
Кт=0,5S А
Ктт=150/5 B
№ 32139-11 C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
Кт=0,5 А
Ктн=10000/100 B
№ 38394-08
C
3000
активная 1,1 4,8
реактивная 2,3 2,6
Лист № 11
Всего листов 14
Примечания:
1. 1.В Таблице 2 в графе «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 (5) % от Iном и температуре
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10˚С до 30˚С .
2. Нормальные условия:
− параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
− параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uн; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)Iн;
диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха: ТТ - от 15˚С до 35˚С; ТН - от 10˚С до 35 ˚С;
счетчиков: в части активной энергии (23±2) ˚С, в части реактивной энергии (20±2) ˚С; УСПД - от
15 ˚С до 25 ˚С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн1; диапазон силы
первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 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 (100±4) кПа.3
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения(0,9 - 1,1)Uн2; диапазон силы
вторичного тока (0,01 - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха от минус 40˚С до 65˚С;
− относительная влажность воздуха (40-60) %;
− атмосферное давление (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 (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, Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
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;
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 –
не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168
часов;
- УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Лист № 12
Всего листов 14
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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
-попытка несанкционированного доступа;
-факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
-изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счетчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-УСПД;
-ИВК.
-наличие защиты на программном уровне:
-пароль на счетчике;
-пароль на УСПД;
-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей;
-ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-счетчиках (функция автоматизирована);
-УСПД (функция автоматизирована);
-ИВК (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
-электросчетчик
-
глубина хранения профиля нагрузки получасовых
интервалов не менее 35 суток;
-ИВКЭ
-
суточныхданныхотридцатиминутныхприращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;
-ИВК – хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220
«Светлая» типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Лист № 13
Всего листов 14
15
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия
Трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-I
Трансформаторы напряжения НКФ-110-57
Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10
Трансформаторы напряжения НАЛИ-СЭЩ-10
Кол. (шт)
3
6
42
2
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный
Альфа А1800
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L
Методика поверки
Формуляр ТДВ.021.02.12ПС Светлая ФО
Исполнительная документация ТДВ.012.02.12ПССветлая. ИД
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 56996-14 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -
МЭС Востока ПС 220 «Светлая». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в
феврале 2014 года.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003
«Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на
месте эксплуатации»;
-
по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений
вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика
выполнения измерений»;
-
по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений
мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика
выполнения измерений»;
-
счетчиков Альфа А1800 – в соответствии с документом «Счетчики электрической
энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки
ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.
-
для УСПД RTU-325L – по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-
325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ
СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр CENTER(мод.314): диапазонизмеренийтемпературы от
-20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности
от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Лист № 14
Всего листов 14
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе ТДВ.012.02.12ПССветлая. ИД «АИИС КУЭ
филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ «Светлая». Исполнительная
документация».
системе
учета
Востока
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии(АИИС КУЭ)филиалаОАО«ФСК ЕЭС»-МЭС
ПС 220 кВ «Светлая».
ГОСТ 22261-94
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 34.601-90
ГОСТ Р 8.596-2002
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Телекор ДВ»
(ООО «Телекор ДВ»)
Юридический адрес:
680026, г. Хабаровск, ул. Тихоокеанская, д. 60а, оф.1.
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 |
| 50017-12 | Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 5 ПСП "Башнефть-Черкассы" | Нет данных | ОАО "Уфанефтехим", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 33373-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Чад" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 28812-05 | Система коммерческого учета электрической энергии автоматизированная информационно-измерительная - АИИС "Удмуртнефть" | Нет данных | ООО "Фирма "НЕОН АВМ", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 83918-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Манланской ВЭС | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "Прософт-Системы" (ООО "Прософт-Системы"), г. Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 60252-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть-Урал" по объекту ЛПДС "Травники" | Нет данных | ООО "СпецЭнергоСервис", г.Уфа | 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