ГРСИ 57315-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Махачкала" Нет данных. Поверка

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
57316-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Махачкала" Нет данных, ГРСИ 57315-14

Смотреть ГРСИ
57314-14

Номер госреестра:

57315-14

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Махачкала"

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.№ 906

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 № 55040

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1560 от 17.10.2016 г.)

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Махачкала»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Махачкала» (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 «Махачкала» 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 - Счетчики)

в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии

по ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи

данных;

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр

№ 17049-09), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с GPS-приемником, входящим в

состав УСПД, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения

информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень

обеспечивает выполнение следующих функций:

- синхронизацию шкалы времени ИВК;

- 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 Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС

Юга) 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;

устройство синхронизации системного времени на базе 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

Лист № 2

Всего листов 12

соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые

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).

КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭединойнациональной

(общероссийской) электрической сеть (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически

опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала

(основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по

резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные

данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений

потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на

глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы

автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных

(далее по тексту - ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга

происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи

электроэнергетики (ЕТССЭ).

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»

автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМL, и

автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления

коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии

и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод

передачи данных.

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

синхронизации времени в системе в состав ИВК входит радиосервер точного времени типа

РСТВ-01 (Госреестр № 40586-09). Радиосервер точного времени обеспечивает автоматическую

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.

Лист № 3

Всего листов 12

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по

тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого

учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической

энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а

также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах,

предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» установленного в

ИВК указаны в таблице 1.

№ 1.00

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении

Идентификационные данные (признаки)Значение

1 2

Идентификационное наименование ПОСПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПОD233ED6393702747769A45DE8E67B57E

Другие идентификационные данные, если

имеются

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет

математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего

разряда измеренного (учтенного) значения.

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические

характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует

уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

ИВКЭ

(УСПД)

ПС 330 кВ

"Махачкала",

ВЛ 330 кВ

Ирганайская

ГЭС-Махачкала,

В-322

НКФ-330-73

кл.т 0,5

Ктн =

(330000/√3)/100/√3)

Зав. № 1041227;

1041237; 1041255

Госреестр

№ 1443-61

№

точки учёта

напряжения

Счётчик

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ

Диспетчерское

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК

ИИК

наименование

Трансформатор тока

Трансформатор

электрическо

й энергии

12345

ТФУМ 330А-У1

кл.т 0,5

Ктт = 1000/1

Зав. № 3353; 3355;

2899

Госреестр № 4059-74

СА 362

кл.т 0,2S

Ктт = 1000/1

Зав. № 0912129/2;

0912129/3; 0912129/1

Госреестр № 23747-02

Госреестр

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

А1802RALQ-

P4GB-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

Зав. №

06386647

Госреест

№ 31857-06

№ 17049-09

Лист № 4

Всего листов 12

ПС 330 кВ

"Махачкала",

Ввод ВЛ 110 кВ

Махачкала -

Манас-тяговая

(ВЛ-110-142)

ТФНД-110М

кл.т 0,5

Ктт = 1000/1

Зав. № 2738; 2729;

2733

Госреестр № 2793-71

ПС 330 кВ

"Махачкала",

ОВ-110

ТФНД-110М

кл.т 0,5

Ктт = 2000/1

Зав. № 1218; 1202;

1224

Госреестр № 2793-71

ТФНД-110М

кл.т 0,5

Ктт = 1000/1

Зав. № 4081; 4087;

4090

Госреестр № 2793-71

ПС 330 кВ

"Махачкала",

Ввод ВЛ 110 кВ

Махачкала -

КТЭЦ (ВЛ-110-

125)

ТФНД-110М

кл.т 0,5

Ктт = 1000/1

Зав. № 1231; 1259;

1258

Госреестр № 2793-71

ПС 330 кВ

"Махачкала",

ВводВЛ 110 кВ

Махачкала -

КТЭЦ (ВЛ-110-

126)

ТФНД-110М

кл.т 0,5

Ктт = 1000/1

Зав. № 2736; 2761

Госреестр № 2793-71

ТФЗМ-110Б-ШУ1

кл.т 0,5

Ктт = 1000/1

Зав. № 9108

Госреестр № 2793-71

Продолжение таблицы 2

123456

НКФ-110-57 У1А1802RALQ-

кл.т 0,5 P4GB-DW-4

Ктн =кл.т 0,2S/0,5

(110000/√3)/100/√3) Зав. №

Зав. № 1041082; 06386649

1041098; 1041099 Госреестр

Госреестр № 14205-94 № 31857-06

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

Госреестр

№ 17049-09

НКФ-110-57 У1А1802RALQ-

кл.т 0,5 P4GB-DW-4

Ктн =кл.т 0,2S/0,5

(110000/√3)/100/√3) Зав. №

Зав. № 1041102; 06386659

1041085; 1041080 Госреестр

Госреестр № 14205-94 № 31857-06

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

Госреестр

№ 17049-09

ПС 330 кВ

"Махачкала",

Ввод ВЛ 110 кВ

Махачкала - ГПП

(ВЛ-110-144)

НКФ-110-57 У1А1802RALQ-

кл.т 0,5 P4GB-DW-4

Ктн =кл.т 0,2S/0,5

(110000/√3)/100/√3) Зав. №

Зав. № 1041102; 06386399

1041085; 1041080 Госреестр

Госреестр № 14205-94 № 31857-06

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

Госреестр

№ 17049-09

НКФ-110-57 У1А1802RALQ-

кл.т 0,5 P4GB-DW-4

Ктн =кл.т 0,2S/0,5

(110000/√3)/100/√3) Зав. №

Зав. № 1041102; 06386401

1041085; 1041080 Госреестр

Госреестр № 14205-94 № 31857-06

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

Госреестр

№ 17049-09

НКФ-110-57 У1А1802RALQ-

кл.т 0,5 P4GB-DW-4

Ктн =кл.т 0,2S/0,5

(110000/√3)/100/√3) Зав. №

Зав. № 1041102; 06386400

1041085; 1041080 Госреестр

Госреестр № 14205-94 № 31857-06

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

Госреестр

№ 17049-09

Лист № 5

Всего листов 12

ПС 330 кВ

"Махачкала",

Ввод ВЛ 110 кВ

Махачкала -

Восточная (ВЛ-

110-173)

ТФЗМ-110Б

кл.т 0,2S

Ктт = 1000/1

Зав. № 15181; 15182;

15180

Госреестр № 2793-71

ТФНД-110М

кл.т 0,5

Ктт = 1000/1

Зав. № 3997; 4006;

4022

Госреестр № 2793-71

ПС 330 кВ

"Махачкала",

ввод ВЛ 110 кВ

Махачкала -

Изберг-северная

(ВЛ-110-113)

ТФНД-110М

кл.т 0,5

Ктт = 1000/1

Зав. № 1221; 1240;

1222

Госреестр № 2793-71

ПС 330 кВ

"Махачкала",

яч. КЛ-10 кВ №1

ТЛМ-10

кл.т 0,5

Ктт = 600/5

Зав. № 6883; 6188

Госреестр № 2473-69

ПС 330 кВ

"Махачкала",

яч. КЛ-10 кВ №2

ТЛМ-10

кл.т 0,5

Ктт = 100/5

Зав. № 3892; 6656

Госреестр № 2473-69

ПС 330 кВ

"Махачкала",

яч. КЛ-10 кВ №5

ТЛМ-10

кл.т 0,5

Ктт = 600/5

Зав. № 1068; 1355

Госреестр № 2473-69

Продолжение таблицы 2

123456

НКФ-110-57 У1А1802RALQ-

кл.т 0,5 P4GB-DW-4

Ктн =кл.т 0,2S/0,5

(110000/√3)/100/√3) Зав. №

Зав. № 1041102; 06386460

1041085; 1041080 Госреестр

Госреестр № 14205-94 № 31857-06

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

Госреестр

№ 17049-09

ПС 330 кВ

"Махачкала",

Ввод ВЛ 110 кВ

Махачкала - ГПП

(ВЛ-110-145)

НКФ-110-57 У1А1802RALQ-

кл.т 0,5 P4GB-DW-4

Ктн =кл.т 0,2S/0,5

(110000/√3)/100/√3) Зав. №

Зав. № 1041102; 06386461

1041085; 1041080 Госреестр

Госреестр № 14205-94 № 31857-06

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

Госреестр

№ 17049-09

НКФ-110-57 У1А1802RALQ-

кл.т 0,5 P4GB-DW-4

Ктн =кл.т 0,2S/0,5

(110000/√3)/100/√3) Зав. №

Зав. № 1041082; 06386646

1041098; 1041099 Госреестр

Госреестр № trial-94 № 31857-06

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

Госреестр

№ 17049-09

Зав. № 599

06386458

ЭКОМ-

3000

зав. №

№ 17049-09

№ 31857-0

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

Госреестр

№ 31857-0

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

Госреестр

А1802RALQ-

НАМИ-10P4GB-DW-4

кл.т 0,2кл.т 0,2S/0,5

Ктн = 10000/100Зав. №

3081953

Госреестр № 11094-87 Госреестр

Го

тр

№ 31857-06

А1802RALQ-

НАМИ-10 P4GB-DW-4

кл.т 0,2 кл.т 0,2S/0,5

Ктн = 10000/100Зав. №

Зав. № 599 06386648

Госреестр № 11094-87 Госреестр

№ 17049-09

А1802RALQ-

НАМИ-10 P4GB-DW-4

кл.т 0,2 кл.т 0,2S/0,5

Ктн = 10000/100Зав. №

Зав. № 5766 06386459

Госреестр № 11094-87Госреестр

№ 17049-09

Лист № 6

Всего листов 12

ПС 330 кВ

«Махачкала»,

ТСН-3

ввод 0,4 кВ

ТЛМ-10

кл.т 0,5

Ктт = 200/5

Зав. № 1743; 1471

Госреестр № 2473-69

НАМИ-10

кл.т 0,2

Ктн = 10000/100

Зав. № 599

Госреестр

№ 11094-87

ТЛМ-10

кл.т 0,5

Ктт = 200/5

Зав. № 6351; 7157

Госреестр № 2473-69

ТЛМ-10

кл.т 0,5

Ктт = 200/5

Зав. № 2035; 1374

Госреестр № 2473-69

ТЛМ-10

кл.т 0,5

Ктт = 150/5

Зав. № 3469; 4917

Госреестр № 2473-69

Продолжение таблицы 2

123456

ТК-20

кл.т 0,5

Ктт = 600/5

Зав. № 876708

Госреестр № 1407-60

ТШ-20

кл.т 0,5

Ктт = 600/5

Зав. № 816389; 846493

Госреестр № 1407-60

Госреестр

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

А1802RALQ-

P4GB-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

-Зав. №

01157366

Госреестр

№ 31857-06

№ 17049-09

ПС 330 кВ

14«Махачкала»,

яч. КЛ-10 кВ №8

Госреестр

ЭКОМ-

3000

зав. №

3081953

А1802RALQ-

P4GB-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

Зав. №

06386305

Госреестр

№ 31857-06

№ 17049-09

ПС 330 кВ

15"Махачкала",

КЛ-10 кВ №7

Зав. № 5766

06386398

ЭКОМ-

3000

зав. №

А1802RALQ-

НАМИ-10P4GB-DW-4

кл.т 0,2кл.т 0,2S/0,5

Ктн = 10000/100Зав. №

3081953

Госреестр № 11094-87 Госреестр

Го

тр

№ 31857-06

№ 17049-09

ПС 330 кВ

16"Махачкала",

яч. КЛ-10 кВ №4

Зав. № 599

06386304

ЭКОМ-

3000

зав. №

А1802RALQ-

НАМИ-10P4GB-DW-4

кл.т 0,2кл.т 0,2S/0,5

Ктн = 10000/100Зав. №

3081953

Госреестр № 11094-87 Госреестр

Го

тр

№ 31857-06

№ 17049-09

ПС 330 кВ

17"Махачкала",

яч. КЛ-10 кВ №6

Зав. № 5766

01189054

ЭКОМ-

3000

зав. №

А1802RALQ-

НАМИ-10P4GB-DW-4

кл.т 0,2кл.т 0,2S/0,5

Ктн = 10000/100Зав. №

3081953

Госреестр № 11094-87 Госреестр

Го

тр

№ 31857-06

№ 17049-09

Лист № 7

Всего листов 12

10 - 12, 14 - 17

(Счетчики 0,5; ТТ 0,5;

ТН 0,2)

(Счетчики 0,5; ТТ 0,5)

0,8-±2,7±1,4±0,9

0,7-±3,4±1,9±1,4

1 - 6, 8, 9,

0,8±1,8±1,3±1,1±1,1

ТН 0,5)

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при

измерении активной электрической энергии в нормальных

Номер ИИКcosφ

условиях эксплуатации АИИС КУЭ

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2)%

изм

< I

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

1,0-±1,8±1,1±0,9

1 - 6, 8, 9,0,9-±2,3±1,3±1,0

(Счетчики 0,2S; ТТ 0,5; 0,8 - ±2,8 ±1,6 ±1,2

ТН 0,5)

0,7 - ±3,5 ±1,9 ±1,5

0,5 - ±5,4 ±2,9 ±2,2

1,0 ±1,1 ±0,8 ±0,7 ±0,7

70,9±1,3±0,9±0,8±0,8

(Счетчики 0,2S; ТТ 0,2S; 0,8±1,4±1,0±0,9±0,9

ТН 0,5)

0,7±1,6±1,2±1,0±1,0

0,5±2,3±1,7±1,4±1,4

1,0 -±1,7±0,9±0,7

10 - 12, 14 - 17 0,9 - ±2,2 ±1,2 ±0,8

(Счетчики 0,2S; ТТ 0,5; 0,8 - ±2,8 ±1,4 ±1,0

ТН 0,2)

0,7 - ±3,4 ±1,8 ±1,3

0,5 - ±5,3 ±2,7 ±1,9

1,0 - ±1,7 ±0,9 ±0,6

0,9 - ±2,2 ±1,1 ±0,8

(Счетчики 0,2S; ТТ 0,5)

0,7 - ±3,4 ±1,7 ±1,2

0,5 - ±5,3 ±2,6 ±1,8

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при

измерении реактивной электрической энергии в нормальных

Номер ИИКcosφ

условиях эксплуатации АИИС КУЭ

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2)%

изм

< I

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

0,9-±6,3±3,4±2,5

(Счетчики 0,5; ТТ 0,5;

0,8-±4,3±2,3±1,7

ТН 0,5)

0,5 - ±2,4 ±1,4 ±1,1

0,9 ±2,6 ±1,8 ±1,6 ±1,6

(Счетчики 0,5; ТТ 0,2S;

0,7 ±1,5 ±1,1 ±1,0 ±1,0

0,5 ±1,2 ±0,9 ±0,8 ±0,8

0,9-±6,2±3,2±2,2

0,8-±4,2±2,2±1,5

0,7-±3,3±1,7±1,2

0,5-±2,4±1,2±0,9

0,9-±6,2±3,1±2,1

0,8-±4,2±2,1±1,4

0,7-±3,3±1,6±1,1

0,5-±2,3±1,2±0,8

Лист № 8

Всего листов 12

0,7-±3,4±1,8±1,3

Продолжение таблицы 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при

измерении активной электрической энергии в рабочих условиях

Номер ИИКcosφ

эксплуатации АИИС КУЭ

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2)%

изм

< I

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

1,0-±1,9±1,2±1,0

1 - 6, 8, 9,0,9-±2,4±1,4±1,2

(Счетчики 0,2S; ТТ 0,5; 0,8 - ±2,9 ±1,7 ±1,4

ТН 0,5)

0,7 - ±3,6 ±2,0 ±1,6

0,5 - ±5,5 ±3,0 ±2,3

1,0 ±1,3 ±1,0 ±0,9 ±0,9

70,9±1,4±1,0±1,0±1,0

(Счетчики 0,2S; ТТ 0,2S; 0,8±1,5±1,2±1,1±1,1

ТН 0,5)

0,7±1,7±1,3±1,2±1,2

0,5±2,4±1,8±1,6±1,6

1,0 -±1,8±1,1±0,9

10 - 12, 14 - 17 0,9 - ±2,3 ±1,3 ±1,0

(Счетчики 0,2S; ТТ 0,5; 0,8 - ±2,8 ±1,6 ±1,2

ТН 0,2)

0,7 - ±3,5 ±1,9 ±1,4

0,5-±5,3±2,8±2,0

1,0-±1,8±1,0±0,8

0,9-±2,2±1,2±1,0

(Счетчики 0,2S; ТТ 0,5)

0,8-±2,8±1,5±1,1

0,8-±4,3±2,3±1,7

ТН 0,5)

0,7±1,5±1,1±1,0±1,0

0,7-±3,3±1,7±1,2

10 - 12, 14 - 17

0,5-±5,3±2,7±1,9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при

измерении реактивной электрической энергии в рабочих

Номер ИИКcosφ

условиях эксплуатации АИИС КУЭ

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2)%

изм

< I

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

1 - 6, 8, 9,

0,9 - ±6,3 ±3,4 ±2,5

(Счетчики 0,5; ТТ 0,5;

0,7 - ±3,4 ±1,9 ±1,4

0,5 - ±2,4 ±1,4 ±1,1

0,9±2,6±1,8±1,6±1,6

(Счетчики 0,5; ТТ 0,2S;

0,8±1,8±1,3±1,1±1,1

ТН 0,5)

0,5 ±1,2 ±0,9 ±0,8 ±0,8

0,9 - ±6,2 ±3,2 ±2,2

(Счетчики 0,5; ТТ 0,5;

0,8 - ±4,2 ±2,2 ±1,5

ТН 0,2)

0,5 - ±2,4 ±1,2 ±0,9

0,9-±6,2±3,1±2,1

130,8-±4,2±2,1±1,4

(Счетчики 0,5; ТТ 0,5)

0,7 - ±3,3 ±1,6 ±1,1

0,5 - ±2,3 ±1,2 ±0,8

Лист № 9

Всего листов 12

Примечания:

1 Погрешность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

=1,0 нормируется от I

, а

погрешность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

<1,0 нормируется от I

;

2 Вкачествехарактеристикотносительнойпогрешностиуказаныпределы

соответствующие вероятности 0,95.

3 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

4 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.

5 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.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

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

таблице 2.

7 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;

счетчик электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ

не менее 120000 часов;

УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов, среднее время

восстановления работоспособности 1 час.

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:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчиков;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

Лист № 10

Всего листов 12

испытательной коробки;

УСПД.

наличие защиты на программном уровне:

пароль на счетчиках;

пароль на УСПД;

паролина сервере,предусматривающиеразграничение 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4

Наименование СИ

Тип

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

1 ТТ

2 ТТ

3 ТТ

4 ТТ

5 ТТ

6 ТТ

7 ТТ

8 ТТ

9 ТН

10 ТН

11 ТН

12 Счетчик

13 УСПД

14 Методика поверки

ТФУМ 330А-У1

СА 362

ТФНД-110М

ТФЗМ-110Б-ШУ1

ТФЗМ-110Б

ТЛМ-10

ТК-20

ТШ-20

НКФ-330-73

НКФ-110-57 У1

НАМИ-10

А1802RALQ-P4GB-DW-4

ЭКОМ-3000

МП 1826/500-2014

Количество,

шт.

15 Паспорт - формулярАУВП.411711.ФСК.065.05.ПС-ФО1

Лист № 11

Всего листов 12

Поверка

осуществляется по документу МП 1826/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС

ПС 330 кВ «Махачкала». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва"

03.03.2014 г.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о

поверке.

Основные средства 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 «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006

утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой "ГСИ. Комплекс программно-

технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП",

утвержденной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в мае 2009 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.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

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 «Махачкала»

Свидетельство об аттестации методики измерений01.00252/005-2014 от 19.03.2014 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС

ПС 330 кВ «Махачкала»

1ГОСТ 22261-94 с изм. "Средства измерений электрических и магнитных величин.

Общие технические условия".

2ГОСТ34.601-90"Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".

3ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения".

4ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".

5ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".

6ГОСТ 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.

7ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

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

Лист № 12

Всего листов 12

Изготовитель

Открытоеакционерноеобщество«ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной

энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС»)

ИНН 4716016979

Юридический адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А

Тел.: +7 (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Заявитель

Обществосограниченнойответственностью«Инженерныйцентр

«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

ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр

стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ГЦИ СИ 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 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2016 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
46397-11	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ НРТЭЦ-02	Нет данных	ЗАО "Энергомер-М", г.Москва	4 года	Перейти
59560-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Абакан-районная"	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
60356-15	Система измерений количества и показателей качества нефти на выходе месторождения Сабо ООО "РН-Сахалинморнефтегаз"	Нет данных	ООО "Татинтек", г.Альметьевск	1 год	Перейти
49575-12	Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе ФНД-2 на УПН Кальчинского нефтяного месторождения ООО "ТНК-Уват"	Нет данных	ООО "ТНК-Уват", г.Тюмень	2 года	Перейти
60637-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах поселка Мостовской (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Мостовской-2")	Нет данных	ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар	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