ГРСИ 57184-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Заречная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС"

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
57185-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Заречная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги Нет данных, ГРСИ 57184-14

Смотреть ГРСИ
57183-14

Номер госреестра:

57184-14

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Заречная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 53

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 54893

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ «Заречная» филиала ОАО

«ФСК ЕЭС» - МЭС Волги

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ «Заречная» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС

Волги (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической

энергии и мощности в точках измерения ПС 220/110/10 кВ «Заречная» филиала ОАО «ФСК

ЕЭС» - МЭС Волги, сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему

с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-

троэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

– периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных

к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии

с заданной дискретностью учета (30 мин);

– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и

от несанкционированного доступа;

– передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ)

смежных субъектов оптового рынка;

– предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных

о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – смежных участ-

ников оптового рынка электроэнергии;

– обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных

от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей

и т.п.);

– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

– ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинён-

ной национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – информационно измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя

трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983,

счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 для активной

электрической энергии и по ГОСТ 31819.21-2012 для реактивной электрической энергии, уста-

новленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи

данных.

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

включающий в себя устройство сбора и передачи данных типа RTU-325H (№ 44626-10 в Госу-

дарственном реестре средств измерений), устройство синхронизации времени (УСВ) на базе

приемника GPS-сигналов 35HVS, автоматизированное рабочее место оператора (АРМ), а также

Лист № 2

Всего листов 12

совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор ин-

формации с нижнего уровня и её передачу на уровень ИВК ОАО «ФСК ЕЭС».

На уровне ИВКЭ обеспечивается:

– автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

– контроль достоверности результатов измерений;

– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления

питания и т.п.);

– разграничение прав доступа к информации.

3-й уровень – комплекс измерительно-вычислительныйАИИС КУЭ ЕНЭС (ИВК)

(Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (№ в Госреестре СИ 45048-10), включающий

в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС, автоматизированное ра-

бочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

На уровне ИВК обеспечивается:

– автоматический регламентный сбор результатов измерений;

– автоматическое выполнение коррекции времени;

– сбор данных о состоянии средств измерений

– контроль достоверности результатов измерений;

– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления

питания и т.п.);

– возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии

– хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение

3,5 лет;

– ведение нормативно-справочной информации;

– ведение «Журналов событий»;

– формирование отчетных документов;

– передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-

СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

– безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 – 2003;

– конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного

доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

– диагностику работы технических средств и ПО;

– разграничение прав доступа к информации;

– синхронизация показаний часов от СОЕВ.

Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной ин-

формации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК

передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный пе-

речень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками мно-

гофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы

данных.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-

маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-

пают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике

электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой

сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре

счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной элек-

трической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная

мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической

мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформа-

ции представляется как:

Лист № 3

Всего листов 12

– активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период

0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов време-

ни 30 мин;

– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям

связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации,

ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.

УСПД автоматически один раз в 30 мин по линиям связи интерфейса RS-485 произво-

дит опрос, считывание, обработку, накопление, хранение, отображение информации, получен-

ной от счетчиков электроэнергии. Результаты измерений приводятся к реальным значениям с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных.

Уровень ИВКЭ обеспечивает передачу результатов измерений и журналов событий на

уровень ИВК ОАО «ФСК ЕЭС».

В качестве основного и резервного канала связи между ИВКЭ АИИС КУЭ и ИВК ОАО

«ФСК ЕЭС» используется промышленная локальная сеть Ethernet с поддержкой протокола

TCP/IP.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ имеет

нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхрониза-

цию показаний часов. В качестве базового прибора СОЕВ используется УСВ на базе приемника

GPS-сигналов 35HVS.

Коррекция показаний встроенных часов осуществляется при синхронизации таймеров

устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ 35HVS. Синхронизация времени проис-

ходит непрерывно.

Сличение показаний часов УСПД с показаниями часов УСВ происходит при каждом

сеансе, но не реже 1 раза в сутки.

Сличение показаний часов счетчиков электроэнергии с показаниями часов УСПД про-

исходит при каждом обращении к счетчику электроэнергии, но не реже одного раза в 60 минут.

Коррекция происходит при расхождении показаний часов счетчиков электроэнергии и УСПД

на величину более ±2 с.

Ход часов компонентов системы за сутки не превышает

5 с/сут.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– счетчика электрической энергии;

– испытательной коробки;

– УСПД;

б) защита информации на программном уровне:

– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подпи-

си);

– установка пароля на счетчик;

– установка пароля на УСПД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО из состава комплекса изме-

рительно-вычислительногоАИИС КУЭ ЕНЭС (ИВК) (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС

(Метроскоп).

Защита измерительной информации обеспечивается паролями в соответствии с права-

ми доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечи-

ваемое программными средствами.

Уровень защиты ПО – С, согласно МИ 3286-2010.

фикатор программ-

ного обеспечения

(контрольная сумма

Другие иден-

тификацион-

ные данные

1.00MD5

Лист № 4

Всего листов 12

Идентификационное наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алго-

ритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представле-

ны в таблице 1.

Таблица 1 Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО

Идентификационное на- Номер версии

Цифровой иденти-

Алгоритм вы-

именование программ- (идентифика- числения циф-

ного обеспечения ционный но- рового иденти-

(имя файла)мер) ПО

исполняемого кода)

фикатора ПО

DataServer.exe,

СПО (АИИС КУЭ)D233ED6393702747Data-

ЕНЭС (МЕТРОСКОП) 769A45DE8E67B57E Server_USPD.e

Примечание: контрольная сумма берется от склейки файлов.

ИКние ИК

Вид

энергии

Погреш

1000/1

к.т. 0,2S;

реестре

№ в Госеестре

реестреная

±0,5±2,1

ВЛ 220 кВ

родская-

Заречная

(W3E)

500/1

100/√3

Альфа А1800

2реактив-

ная

активная

3реактив-

ная

Луч-

Заречная

№ 1

(W5E)

500/1

UDP 245

325H

ШСВ 220№ в

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в

таблице 2.

Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Метрологичес-

Состав первого уровня ИКкие характери-

стики ИК

№ Наименова-

УСПД электро-

Основная ность в

ТТ ТН Счетчик погреш- рабочих

ность, % услови-

ях, %

123456789

TOROID

UDP 245 Альфа А1800

RTU-

220000/√3/к.т. 0,2S/0,5;активная

кВ (QK1E)№ в Гос-

100/√3; к.т. 0,2;№ в Гос-

Госре-

реактив-

±1,3±2,3

естре

активная

4реактив-

ная

38355-08

48448-1131857-11

44626-10

TOROIDUDP 245

Нижего-

к.

. 0,2S;

220000/√3/

к.т. 0,2S/0,5;

активная

±0,5

±2,1

№ в Гос- к.т. 0,2; № в Госреест- ±1,3 ±2,3

реестре№ в Госреестре ре 31857-11

38355-08 48448-11

TOROIDUDP 245

1000/1220000/√3/Альфа А1800

Ввод 220 к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5; ±0,5 ±2,1

кВ АТ1 № в Госрее- к.т. 0,2; № в Госреест- ±1,3 ±2,3

стре№ в Госреестре ре 31857-11

38355-08 48448-11

220 кВ

TOROID

220000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5; ±0,5 ±2,1

№ в Госрее- к.т. 0,2; № в Госреест- ±1,3 ±2,3

стре№ в Госреестре ре 31857-11

38355-08 48448-11

Состав первого уровня ИК

ВЛ 220 кВ

Ока-

Заречная

(W7E)

Ввод 220

кВ АТ2

ВЛ 110 кВ

Сормов-

ская-1

(W3G)

№ Наименова-

ИКние ИК

ТТТНСчетчик

Вид

энергии

Погреш

345

Лист № 5

Всего листов 12

Метрологичес-

кие характери-

стики ИК

УСПД электро-

Основная ность в

погреш- рабочих

ность, % услови-

ях, %

6789

активная

реактив-

ная

±0,5 ±2,1

±1,3 ±2,3

TOROIDUDP 245

200/1220000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,2;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

38355-08 48448-11

TOROID UDP 245

1000/1220000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,2;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

38355-0848448-11

активная

реактив-

ная

±0,5 ±2,1

±1,3 ±2,3

ВЛ 220 кВ

Луч-

7Заречная

№ 2

(W9E)

активная

реактив-

ная

±0,5 ±2,1

±1,3 ±2,3

F35-CTEGK 145-3/VT1

500/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

ВЛ 110 кВ

11 Заречная-2

(W6G)

F35-CTEGK 145-3/VT1

1000/1110000/√3/Альфа А1800

ШСВ 110 кВк.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

(QK1G)№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

F35-CT EGK 145-3/VT1

ВЛ 110 кВ 500/1 110000/√3/ Альфа А1800

Молитов- к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

ская№ Госк.т. 0,5;№ в Госреест-

(W5G) реестра № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

F35-CT EGK 145-3/VT1

400/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госре-к.т. 0,5;№ в Госреест-

естре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

TOROID UDP 245 RTU-

500/1 220000/√3/ Альфа А1800 325H

к.т. 0,2S;100/√3к.т. 0,2S/0,5;№ в

№ в Госрее- к.т. 0,2; № в Госреест- Госре-

стре № в Госреестре ре 31857-11 естре

38355-08 48448-11 44626-10

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

Состав первого уровня ИК

УСПД

ВЛ 110 кВ

Киров-

ская-1

(W11G)

ВЛ 110 кВ

Соцгород-

ская

(W12G)

СВ 110 кВ

(QC1G)

СВ 110 кВ

(QC2G)

№ Наименова-

ИКние ИК

ТТТНСчетчик

Вид

энергии

Погреш

Лист № 6

Всего листов 12

Метрологичес-

кие характери-

стики ИК

электро-

Основная ность в

погреш- рабочих

ность, % услови-

ях, %

789

ВЛ 110 кВ

12 Блочная-12

(W7G)

3456

F35-CT EGK 145-3/VT1

400/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

ная

±0,8±2,4

активная

реакти

±1,6±2,5

Ввод 110 кВ

АТ1

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

ВЛ 110 кВ

14Фреза-1

(W9G)

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

F35-CTEGK 145-3/VT1

400/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

F35-CT EGK 145-3/VT1

400/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

F35-CT EGK 145-3/VT1

1000/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

F35-CT EGK 145-3/VT1

1000/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

F35-CTEGK 145-3/VT1

1500/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее- к.т. 0,5; № в Госреест- RTU-

стре № в Госреестре ре 31857-11 325H

50605-1241074-09№ в

F35-CTEGK 145-3/VT1

Госрее-

200/1 110000/√3/ Альфа А1800

стре

к.т. 0,2S;100/√3к.т. 0,2S/0,5;

44626-10

№ в Госрее- к.т. 0,5; № в Госреест-

стре№ в Госреестре ре 31857-11

50605-12 41074-09

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

Состав первого уровня ИК

УСПД

ВЛ 110 кВ

Киров-

ская-2

(W16G)

№ Наименова-

ИКние ИК

ТТТНСчетчик

Вид

энергии

Погреш

Лист № 7

Всего листов 12

Метрологичес-

кие характери-

стики ИК

электро-

Основная ность в

погреш- рабочих

ность, % услови-

ях, %

789

ВЛ 110 кВ

19 Редуктор-1

(W15G)

3456

F35-CT EGK 145-3/VT1

400/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

ная

±0,8±2,4

активная

реакти

±1,6±2,5

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

ВЛ 110 кВ

Заречная-1

(W17G)

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

ВЛ 110 кВ

22№ 178

(W18G)

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

ВЛ 110 кВ

25№ 116

(W21G)

F35-CTEGK 145-3/VT1

400/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

F35-CT EGK 145-3/VT1

200/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре trial-11

50605-1241074-09

F35-CT EGK 145-3/VT1

1500/1110000/√3/Альфа А1800

Ввод 110 кВк.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

АТ2№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

F35-CT EGK 145-3/VT1

1000/1110000/√3/Альфа А1800

ШСВ 110 кВк.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

(QK2G)№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

F35-CT EGK 145-3/VT1

400/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

F35-CT EGK 145-3/VT1 RTU-

400/1 110000/√3/ Альфа А1800 325H

к.т. 0,2S;100/√3к.т. 0,2S/0,5;№ в

№ в Госрее- к.т. 0,5; № в Госреест- Госрее-

стре № в Госреестре ре 31857-11 стре

50605-12 41074-09 44626-10

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

Состав первого уровня ИК

Ввод 10 кВ

АТ1

(яч. 103)

СР 10 кВ

(яч. 101)

Ввод 10

кВ АТ2

(яч. 203)

TNX 10 кВ

Хознужды

(яч. 204)

№ Наименова-

ИКние ИК

ТТТНСчетчик

Вид

энергии

Погреш

345

Лист № 8

Всего листов 12

Метрологичес-

кие характери-

стики ИК

УСПД электро-

Основная ность в

погреш- рабочих

ность, % услови-

ях, %

6789

ВЛ 110 кВ

26ГАЗ-2

(W22G)

F35-CTEGK 145-3/VT1

200/1110000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,2S; 100/√3 к.т. 0,2S/0,5;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

50605-1241074-09

активная

реактив-

ная

±0,8 ±2,4

±1,6 ±2,5

активная

реактив-

ная

±1,2 ±5,7

±2,4 ±5,1

ТЛО-10ЗНОЛ

150/510000/√3/Альфа А1800

TN1 10 кВк.т. 0,5S; 100/√3 к.т. 0,5S/1,0;

(яч. 105)№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

25433-1146738-11

ТЛО-10 ЗНОЛ

150/510000/√3/Альфа А1800

Резерв 10 кВк.т. 0,5S; 100/√3 к.т. 0,5S/1,0;

(яч. 104)№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

25433-1146738-11

активная

реактив-

ная

±1,2 ±5,7

±2,4 ±5,1

активная

реактив-

ная

±1,2 ±5,7

±2,4 ±5,1

ЛО-1

ЗНОЛ

активная

реактив-

ная

±1,2 ±5,7

±2,4 ±5,1

активная

реактив-

ная

±1,2 ±5,7

±2,4 ±5,1

RTU-

325H

№ в

Госрее-

стре

ТЛО-10ЗНОЛ

150/510000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,5S; 100/√3 к.т. 0,5S/1,0;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

25433-1146738-11

150/5

10000/√3/Альфа А1800

44626-10

к.т. 0,5S; 100/√3 к.т. 0,5S/1,0;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

25433-1146738-11

ТЛО-10 ЗНОЛ

150/510000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,5S; 100/√3 к.т. 0,5S/1,0;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

25433-1146738-11

ТЛО-10 ЗНОЛ

150/510000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,5S; 100/√3 к.т. 0,5S/1,0;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

25433-1146738-11

активная

реактив-

ная

±1,2 ±5,7

±2,4 ±5,1

Состав первого уровня ИК

TN2 10 кВ

(яч. 205)

№ Наименова-

ИКние ИК

ТТТНСчетчик

Вид

энергии

Погреш

345

Лист № 9

Всего листов 12

Метрологичес-

кие характери-

стики ИК

УСПД электро-

Основная ность в

погреш- рабочих

ность, % услови-

ях, %

6789

ТЛО-10ЗНОЛ

150/510000/√3/Альфа А1800

к.т. 0,5S; 100/√3 к.т. 0,5S/1,0;

№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

25433-1146738-11

активная

реактив-

ная

±1,2 ±5,7

±2,4 ±5,1

активная

34реактив-

ная

±1,2 ±5,7

±2,4 ±5,1

к.т. 0,5S;

№ в Госреест

активная

ная

±1,0 ±5,5

±2,2 ±5,0

№ в Госрее

№ в Госреест

активная

ная

±1,0 ±5,5

±2,2 ±5,0

№ в

ТЛО-10ЗНОЛ

150/510000/√3/Альфа А1800

Резерв 10 кВк.т. 0,5S; 100/√3 к.т. 0,5S/1,0;

(яч. 206)№ в Госрее-к.т. 0,5;№ в Госреест-

стре № в Госреестре ре 31857-11

25433-1146738-11

ТСН

RTU-

1500/5Альфа А1800

325H

35 TN1 0,4 кВ

№ в Госрее-

к.т. 0,5S/1,0;

Госрее-

реактив-

стрере 31857-11

стре

26100-03

44626-10

ТСН

1500/5Альфа А1800

36 TN2 0,4 кВ

к.т. 0,5S;

к.т. 0,5S/1,0;

реактив-

стре ре 31857-11

26100-03

ТСН

1500/5Альфа А1800

TNX 0,4 кВк.т. 0,5S; к.т. 0,5S/1,0;

Хознужды № в Госрее-№ в Госреест-

стре ре 31857-11

26100-03

активная

37реактив-

ная

±1,0 ±5,5

±2,2 ±5,0

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и

средней мощности.

2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы

интервала соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) Uном; ток (1 – 1,2) Iном, cos

= 0,8 инд.;

- температура окружающего воздуха (21 – 25) ºС;

- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4 Гц;

- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

Лист № 10

Всего листов 12

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,01 – 1,2) Iном;

0,5 инд

cos

< 0,8 емк;

- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус

40 до плюс 60 ºС; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 ºС;

- относительная влажность воздуха до 90%;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

- напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

- индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные ут-

вержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляет-ся

актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъем-

лемая часть.

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-

правлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

-устройство сбора и передачи данных – хранение графика средних мощностей за

30 мин. в течении 45 суток;

5. Надежность применяемых в системе компонентов:

-счетчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее 140000

часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-устройство сбора и передачи данных - среднее время наработки на отказ не менее

70000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2 часов.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации

АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Таблица 3 Комплект поставки средства измерений

Наименование изделияКол-во Примечание

шт.

Счетчик электрической энергии Альфа А1800 37

Трансформатор тока ТСН 9

Трансформатор тока ТЛО-10 24

Трансформатор тока F35-CT 57

Трансформатор тока TOROID 24

Трансформатор напряжения ЗНОЛ 6

Трансформатор напряжения EGK 145-3/VT1 12

Трансформатор напряжения UDP 245 24

УСПД RTU-325H 1

Устройство синхронизации времени 35HVS 1

GSM-Модем Teleofis RX100-R 1

Паспорт ИЭН 1980-13.00.ПС

Лист № 11

Всего листов 12

Специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»

Методика поверки ИЭН 1980-13.00.МП

Инструкция по эксплуатации ИЭН 1980-13.00.ИЭ

Поверка

осуществляется по документу ИЭН 1980-13.00.МП «ГСИ. ПС 220/110/10 кВ «Заречная»

филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ

«Марийский ЦСМ» 14.02.2014 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ.

Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Тран

форматоры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные

трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»,

МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки

на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- для счетчиков электрических многофункциональных Альфа А1800 – в соответствии

с методикой поверки ДЯИМ.411152.018.МП;

- для устройства сбора и передачи данных RTU-325Н – в соответствии с методикой по-

верки ДЯИМ.466215.005.МП;

- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки тран

форматоров напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка тран

форматоров тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;

- термогигрометр «CENTER» (мод.314).

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений описан в методике измерений ИЭН 1980-13.00.МИ, утвержденной и

аттестованной в установленном порядке.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-

нические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения.

ГОСТ 31819.21-2012 (IEC 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной

энергии классов точности 1 и 2.

ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 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.

Лист № 12

Всего листов 12

ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной

энергии.

ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель:

Открытое акционерное общество «Ивэлектроналадка»

153002, г. Иваново, ул. Калинина, д. 5.,

e-mail:

askue@ien.ru

, тел/факс: 8 (4932) 23-02-30.

Испытательный центр:

Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»,

424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, д. 3

тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № 30118-11 от 08.08.2011 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

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
28465-04	Система измерений количества и показателей качества нефти ОАО "Татнефтеотдача" при ДНС-6с НГДУ "Заинскнефть" ОАО "Татнефть"	Нет данных	ОАО "Татнефтеотдача", г.Альметьевск	1 год	Перейти
32759-06	Система измерений количества нефтепродуктов управления "Когалымнефтегазпереработка"	Нет данных	ООО "КогалымНИПИнефть", г.Когалым	1 год	Перейти
78231-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЭР" 2-й очереди		ООО "АЭР", г.Краснодар	4 года	Перейти
52254-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ генераторных присоединений 3-х мобильных ГТУ, размещенных вблизи ПС № 555 "Игнатово"	Нет данных	ОАО "Электроцентроналадка", г.Москва	4 года	Перейти
57454-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ "Мокша"	Нет данных	ООО "ТЭС". Филиал в г.Пенза "ТЭС Пенза", г.Пенза	4 года	Перейти

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

Поверка средств измерений