Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной Нет данных, ГРСИ 57307-14
Номер госреестра:
57307-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 907
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 55032
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной (далее по тексту – АИИС
КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного
управления энергопотреблением на ПС 330 кВ №200 Выходной ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ
включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту
– ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН)
по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту – Сч
или Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной
электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические
средства приема-передачи данных;
2-ойуровень–информационно-вычислительныйкомплексэлектроустановки
(ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325
(Госреестр
№ 37288-08 зав. № 973), коммутационное оборудование;
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная
Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» – МЭС Северо-Запада (филиала ОАО
«ФСК ЕЭС» – МЭС Северо-Запада) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз
данных; устройствосинхронизациисистемноговремени набазе приемника GPS;
автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по
тексту – ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются
соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые
Лист № 2
Всего листов 10
усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за
период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной
информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов
измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
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).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системноговремени(УССВ)совстроеннымGPS-приемником,обеспечивающем
синхронизацию часов сервера,
при превышении
порога
±
1 с происходит коррекция часов
сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция
проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее
±
1 с. Часы
счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция
часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по
оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Поправка часов счетчиков согласно описанию типа
±
0,5 с,а с учетом температурной
составляющей –
±
1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает
±
5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту – ПО)
«АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения
данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной
информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными
системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с
правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,
обеспечиваемое программными средствами.
Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР", установленного в ИВК, указаны в
таблице 1.
Цифровой
идентификатор
ПО
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Идентификационно
е наименование
файла
ПО
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
ПО
amrserver.exe
v. 11.07.01.01
amra.exe
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
ное
Идентификацион
Номер версии
наименование
(идентификационны
ПО
й номер) ПО
1
2
45
"АльфаЦЕНТР"
3
e357189aea0466e98b
0221dee68d1e12
745dc940a67cfeb3a1
b6f5e4b17ab436
ed44f810b77a6782ab
daa6789b8c90b9
amrс.exeMD5
Лист № 3
Всего листов 10
cdbora2.dll
encryptdll.dll
alphamess.dll
MD5
Продолжение таблицы 1
12
4
5
"АльфаЦЕНТР" v. 11.07.01.01
3
0ad7e99fa26724e651
02e215750c655a
0939ce05295fbcbbba
400eeae8d0572c
b8c331abb5e344441
70eee9317d635cd
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3,
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений –
уровень «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
УСПД
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
2
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
3
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
ИК
электрической
Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов
№
Наименование ИКТрансформаторТрансформатор
Счётчик
токанапряжения
энергии
123 4 5
6
ПС 330 кВ "Выходной",
кл.т 0,5
Госреестр № 5313-76
DFK 245
Зав. № 0911147/4;
Зав. № 01117903
ТФЗМ 150А-1У1
кл.т 0,5EA05RAL-B-4
1ВЛ 1
5
0 кВ Выходной
-Ктт
= 1200/5
Ктн = (150000/√3)/(100/√3) кл.т 0,5S/1,0
Никель (Л-403)Зав. № 1641; 1623; 1642
0911147/5; 0911147/6Госреестр
№ 16666-97
Госреестр № 23743-02
кл.т 0,5
Ктт = 1200/5
Зав. № 570; 572; 575
Госреестр № 5313-76
DFK 245
ПС 330 кВ "Выходной",
ТФНД-1501
кл.т 0,5 EA05RAL-B-4
ВЛ 150 кВ Выходной - Ктн = (150000/√3)/(100/√3) кл.т 0,5S/1,0
Мурманск №1 с отпайкой Зав. № 0911147/1; Зав. № 01117897
на Пригородный (Л-171) 0911147/2; 0911147/3Госреестр № 16666-97
Госреестр № 23743-02
кл.т 0,5
Ктт = 1200/5
Зав. № 75; 71; 134
Госреестр № 5313-76
DFK 245
ПС 330 кВ "Выходной",
ТФНД-1501
кл.т 0,5 EA05RAL-B-4
ВЛ 150 кВ Выходной - Ктн = (150000/√3)/(100/√3) кл.т 0,5S/1,0
Мурманск №2 с отпайкой Зав. № 0911147/4; Зав. № 01117898
на Пригородный (Л-172) 0911147/5; 0911147/6Госреестр № 16666-97
Госреестр № 23743-02
(ПС 30) (Л-153)
ВЛ 150 кВ Мончегорсккл.т 0,5
Госреестр № 5313-76
DFK 245
Зав. № 0911147/1;
Зав. № 01117894
5(ПС 11А) - Выходной №2
с отпайкой на Оленегорск
(ПС 30) (Л-154)
Ктт = 600/5
Зав. № 592; 587; 615
Госреестр № 5313-76
кл.т 0,5
EA05RAL-B-4
ПС 330 кВ "Выходной",ТФНД-1501
кл.т 0,5EA05RAL-B-4
4(ПС 1
1
А) - Вы
х
одной
№1 Ктт
=
600/5
Ктн = (150000/√3)/(100/√3) кл.т 0,5S/1,0
с о
т
пайкой на ОленегорскЗав. № 582;
5
89; 583
0911147/2; 0911147/3Госреестр № 16666-97
Госреестр № 23743-02
ПС 330 кВ "Выходной",ТФНД-1501
DFK 245
ВЛ 150
кВ Мончегорскк
л
.т 0,5
Ктн = (150000/√3)/(100/√3)кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 0911147/4; Зав. № 01117895
0911147/5; 0911147/6Госреестр № 16666-97
Госреестр № 23743-02
6
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117899
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
7
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117900
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
8
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117902
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
9
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117896
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
10
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117901
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ trial-08
11
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117904
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
12
ПС 330 кВ "Выходной",
ВЛ 6 кВ Ф-26
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 11045; 11098
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 70
Госреестр № 831-53
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117959
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
13
ПС 330 кВ "Выходной",
ВЛ 6 кВ Ф-15
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 28575; 25597
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 2069
Госреестр № 831-53
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117955
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
14
ПС 330 кВ "Выходной",
ВЛ 6 кВ Ф-21
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 28573; 28566
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 70
Госреестр № 831-53
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117957
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
15
ПС 330 кВ "Выходной",
ВЛ 6 кВ Ф-24
ТПЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 26534; 27141
Госреестр № 1276-59
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 2069
Госреестр № 831-53
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117958
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
Лист № 4
Всего листов 10
Продолжение таблицы 2
123456
Туломская ГЭС-13 -
Выходной №1
(Л-173)
Зав. № 604; 593
кл.т 0,5
ВЛ 150 кВ Нижнекл.т 0,5
кл.т 0,5
Зав. № 0911147/4;
0911147/5; 0911147/6
Госреестр № 5313-76
кл.т 0,5
Ктн = (150000/√3)/(100/√3)
Зав. № 0911147/4;
ТФНД-1501
кл.т 0,5
ПС 330 кВ "Выходной",
Ктт = 1200/5DFK 245
ВЛ 150
кВ Нижне-
Госреестр № 5313-76 Ктн = (150000/√3)/(100/√3)
ТФЗМ 150Б-1У1Зав. № 0911147/1;
кл.т 0,50911147/2; 0911147/3
Ктт = 1200/5 Госреестр № 23743-02
Зав. № 4895
Госреестр № 5313-76
ПС 330 кВ "Выходной",ТФНД-1501
DFK 245
Туломская ГЭС-13
-
- Ктт = 1200/5
Ктн = (150000/√3)/(100/√3)
Выходной №2Зав. № 581; 590; 594
(Л-174)Госреестр № 5313-76
Госреестр
№ 23743-02
ТФНД-1501
DFK 2
4
5
ПС 330 кВ "Выходной",кл.т 0,5
ВЛ 150 кВ Выходной - Ктт = 1200/5
П.ф. Снежная (Л-219)Зав. № 486; 481; 488
0911147/5; 0911147/6
Госреестр № 23743-02
кл.т 0,5
Ктт = 1200/5
Зав. № 1477; 1475; 1481
Госреестр № 5313-76
DFK 245
ПС 330 кВ "Выходно
й
",
ТФНД-1501
кл.т 0,5
ВЛ 150 кВ Выходной -Ктн = (150000/√3)/(100/√3)
Снежногорск с отпайками Зав. № 0911147/1;
(Л-170) 0911147/2; 0911147/3
Госреестр № 23743-02
кл.т 0,5
Ктт = 1200/5
Зав. № 2822; 2820; 2819
Госреестр № 5313-76
DFK 245
ПС 330 кВ "Выходной",
ТФЗМ 150
А
-1У1
кл.т 0,5
ВЛ 150 кВ Выходной -Ктн = (150000/√3)/(100/√3)
Мурманск №3 с отпайкой Зав. № 0911147/1;
на Долину Уюта (Л-179) 0911147/2; 0911147/3
Госреестр № 23743-02
ВО-150
кл.т 0,5
Госреестр № 5313-76
DFK 245
Зав. № 0911147/1;
ТФНД-1501
кл.т 0,5
ПС 330 кВ "Выходной",
Ктт
= 1200/5
Ктн = (150000/√3)/(100/√3)
Зав. № 598;
5
88; 150
-
С
0911147/2; 0911147/3
Госреестр № 23743-02
Лист № 5
Всего листов 10
16
ПС 330 кВ "Выходной",
ВЛ 6 кВ Ф-28
ТПЛ-10У3
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 29793; 2171
Госреестр № 1276-59
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 2069
Госреестр № 831-53
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117960
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
17
ПС 330 кВ "Выходной",
ВЛ 6 кВ Ф-17
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 26554; 33126
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 70
Госреестр № 831-53
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117956
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
18
ПС 330 кВ "Выходной",
ВЛ 6 кВ Ф-25
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 09415; 09414
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 70
Госреестр № 831-53
EA02RAL-Р4B-4W
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 01176465
Госреестр № 16666-07
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
19
ПС 330 кВ "Выходной",
КЛ 6 кВ Ф-13
Мурманскводоканал
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 33125; 26578
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 2069
Госреестр № 831-53
EA02RAL-Р4B-4W
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 01176401
Госреестр № 16666-07
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
20
ПС 330 кВ "Выходной",
КЛ 6 кВ Ф-14
Мурманскводоканал
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 26568; 25555
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 2069
Госреестр № 831-53
EA02RAL-Р4B-4W
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 01176435
Госреестр № 16666-07
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
21
ПС 330 кВ "Выходной",
КЛ 6 кВ Ф-16
Мурманскводоканал
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 33116; 33122
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 2069
Госреестр № 831-53
EA02RAL-Р4B-4W
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 01176436
Госреестр № 16666-07
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
22
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 35493; 35451
Госреестр № 1856-63
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 70
Госреестр № 831-53
EA02RAL-Р4B-4W
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 01176479
Госреестр № trial-07
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
23
ПС 330 кВ "Выходной",
ввод Т-1 6 кВ
ТПШЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 2000/5
Зав. № 1259; 1198
Госреестр № 1423-60
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 2069
Госреестр № 831-53
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117946
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
24
ПС 330 кВ "Выходной",
ввод Т-2 6 кВ
ТПШЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 2000/5
Зав. № 1606; 1323
Госреестр № 1423-60
НТМИ-6
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 70
Госреестр № 831-53
EA05RAL-B-4
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 01117947
Госреестр № 16666-97
RTU-325
зав. № 973
Госреестр
№ 37288-08
Продолжение таблицы 2
123456
ПС 330 кВ "Выходной",
ВЛ 6 кВ Ф-27 Радиоцентр
Лист № 6
Всего листов 10
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной электрической энергии в нормальных
Номер ИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
1 – 17, 23, 24,
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
18 – 22
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
1,0±1,8
0,9±2,4
0,8±2,9
0,7±3,6
0,5±5,5
1,0±1,8
0,9±2,3
0,8±2,8
0,7±3,5
0,5±5,4
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
±1,2
±1,4
±1,7
±2,0
±3,0
±1,1
±1,3
±1,6
±1,9
±2,9
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
±1,0
±1,2
±1,3
±1,6
±2,3
±0,9
±1,0
±1,2
±1,5
±2,2
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в нормальных
Номер ИКcosφ
у
с
л
о
виях
эк
с
п
л
уатации
АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
0,9
1 – 17, 23, 24,
0,8
(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7
0,5
0,9
18 – 22
0,8
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7
0,5
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
±6,5
±4,6
±3,8
±2,9
±6,3
±4,3
±3,4
±2,4
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
±3,8
±2,6
±2,2
±1,8
±3,4
±2,3
±1,9
±1,4
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
±2,7
±2,1
±1,8
±1,5
±2,5
±1,7
±1,4
±1,1
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих
Номер ИКcosφ
у
с
л
о
виях
эк
с
п
л
уатации
АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
1 – 17, 23, 24,
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
18 – 22
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
1,0±2,2
0,9±2,6
0,8±3,2
0,7±3,8
0,5±5,7
1,0±1,9
0,9±2,4
0,8±2,9
0,7±3,6
0,5±5,5
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
±1,7
±1,8
±2,1
±2,4
±3,3
±1,2
±1,4
±1,7
±2,0
±3,0
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
±1,5
±1,7
±1,8
±2,0
±2,6
±1,0
±1,2
±1,4
±1,6
±2,3
Лист № 7
Всего листов 10
Продолжение таблицы 3
Номер ИКcosφ
0,9
1 – 17, 23, 24,0,8
(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) 0,7
0,5
0,9
18 – 220,8
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7
0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
±7,4 ±5,2 ±4,2
±5,7 ±4,1 ±3,8
±5,0 ±3,8 ±3,6
±4,4 ±3,5 ±3,4
±6,3 ±3,4 ±2,5
±4,3 ±2,3 ±1,7
±3,4 ±1,9 ±1,4
±2,4 ±1,4 ±1,1
Примечания:
1 Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а
погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
;
2 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (получасовой);
3 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн;
-
диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до 1,2∙Iн;
-
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчиков
-от 18 ˚С до 25 ˚С; УСПД - от 10 ˚С до 30 ˚С; ИВК - от 10 ˚С до 30 ˚С;
-
частота - (50
±
0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1;
диапазон силы первичного тока - от 0,01∙Iн1 до 1,2∙Iн1; частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С.
Для счетчиков электроэнергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙Uн2 до 1,1∙Uн2;
диапазон силы вторичного тока - от 0,01∙Iн2 до 1,2∙Iн2; частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 10 ˚С до 30 ˚С.
5 Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 –
активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок
службы и средняя наработка на отказ;
-
счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА – среднее время наработки на отказ не
менее 50000 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Лист № 8
Всего листов 10
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-
в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
наличиемеханическойзащитыотнесанкционированногодоступаи
пломбирование:
-
счетчиков;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД.
-
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчиках;
-
пароль на УСПД;
-
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
при отключении питания – до 5 лет;
-
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток;
при отключении питания – не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной
документации АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
1 ТТ
2 ТТ
3 ТТ
4 ТТ
5 ТТ
6 ТТ
Тип
2
ТФЗМ 150А-1У1
ТФНД-1501
ТФЗМ 150Б-1У1
ТВЛМ-10
ТПЛ-10
ТПЛ-10У3
Кол-во, шт.
3
6
26
1
18
2
2
Лист № 9
Всего листов 10
Продолжение таблицы 4
1
7 ТТ
8 ТН
9 ТН
10 Счетчик
11 Счетчик
12 УСПД
13 Методика поверки
14 Паспорт – формуляр
2
ТПШЛ-10
DFK 245
НТМИ-6
EA05RAL-B-4
EA02RAL-Р4B-4W
RTU-325
МП 1814/500-2014
АУВП.411711.ФСК.020.04.ПМИ.ПС-ФО
3
4
6
2
19
5
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 1814/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
330 кВ №200 Выходной. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-
Москва" 03.03.2014 г.
Перечень основных средств поверки:
-
для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки";
-
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя";
-
для счетчиков ЕвроАЛЬФА – по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ
«Ростест-Москва» в 2003 г.;
-
для УСПД RTU-325 – по документу «Устройства сбора и передачи данных серии
RTU -325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ
СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств
измерений № 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и
падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком – по
МИ 3000-2006.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической
энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200
Выходной
Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/008-2014 от 21.03.2014 г.
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистеме
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной
1 ГОСТ 22261-94 с изм. "Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия".
2 ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".
3 ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения".
4 ГОСТ 7746–2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5 ГОСТ 1983–2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
6 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии
классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой
энергетической системы" (ОАО "ФСК ЕЭС")
Юридический адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Тел.: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр
"ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО «ИЦ ЭАК»)
Юридический адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Тел.: +7 (495) 620-08-38
Факс: +7 (495) 620-08-48
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).
Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 года.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.
"____"_____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 41459-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА" | Нет данных | ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 30507-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Тихорецк" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 64337-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Барабинская" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 22960-02 | Узел учета нефтепродукта со счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion Новокуйбышевского причала номер 2 | Нет данных | ОАО "Новокуйбышевский НПЗ", г.Новокуйбышевск | 1 год | Перейти |
| 67468-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Венец | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва | 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