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 110 кВ "Бузанская" Нет данных, ГРСИ 59387-14
Номер госреестра:
59387-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ "Бузанская"
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.№ 1030
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 57340
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1642 от 24.12.2015 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ «Бузанская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ «Бузанская» (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 110 кВ «Бузанская» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту –
ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН), счетчики активной и
реактивной электроэнергии (далее по тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения
единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для
обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное
оборудование;
3-й 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 «ФСК ЕЭС» – МЭС
Центра 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; 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).
КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭединойнациональной
(общероссийской) электрической сети (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 Центра
происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи
электроэнергетики (ЕЦССЭ).
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 шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает
автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога
±
1с 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 10
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 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование ПО СПО 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 ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
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 ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Счётчик
электрической
Ктт = 600/5
Госреестр №
2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
Зав. № 1005315;
кл.т 0 2S/0,5
Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
Диспетчерское
Состав 1-го и 2-го уровней ИК
№ ИК наименование точки ТрансформаторТрансформаторИВКЭ
учёта
то
к
а
н
апряжен
и
я
энергии
(У
С
ПД)
1 2 3 4 5 6
ТФЗМ-110Б-1У1
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5EPQS111.21.18.LL
1ВЛ 110 кВ 123Зав. № 37410;
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. №
,
451921
37429; 40641
1005310; 1010160
Госреестр №
Госреестр №
14205-94
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
Лист № 4
Всего листов 10
Продолжение таблицы 2
12
КВЛ 110 кВ ПГУ-
2235 - Бузанская
(КВЛ 110 кВ 466)
Зав. № 40653;
40572; 37577
Госреестр №
2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
Зав. № 461164
Госреестр №
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
3ВЛ 110 кВ 419
кл.т 3,0Ктн =
Зав. № 452263
Госреестр №
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
4ВЛ 110 кВ 420
Госреестр №
2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 1107401;
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
5ВЛ 110 кВ 437
кл.т 3,0Ктн =
Зав. № 452035
Госреестр №
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
6ОМВ-110 кВ
кл.т 3,0Ктн =
3456
ТФЗМ-110Б-1У1
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5EPQS111.21.18.LL
Ктт = 600/5
(110000/√3)/(100/√3)
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 1107401;
1107436; 1125958
Госреестр №
14205-94
НКФ-110-57 У1
ТВ-110/20ХЛкл.т 0,5
EPQS111.21.18.
L
L
Ктт = 300/5 (110000/√3)/(100/√3)
кл.т
0,2S
/
0,5
Зав. № 7356 Зав. № 1005315;
Госреестр № 1005310; 1010160
4462-74 Госреестр №
14205-94
ТФЗМ-110Б-1У1
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5EPQS111.21.18.LL
Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 33194; Зав. № 452002
33948; 33186
1107436;
1125958
Госреестр №
Госреестр №
14205-94
НКФ-110-57 У1
ТВ-110/20ХЛкл.т 0,5
EPQS111.21.18.
L
L
Ктт = 750/5 (110000/√3)/(100/√3)
кл.т
0,2S
/
0,5
Зав. № 2506 Зав. № 1005315;
Госреестр № 1005310; 1010160
4462-74 Госреестр №
14205-94
НКФ-110-57 У1
ТВ-110/20ХЛкл.т 0,5
EPQS111.21.18.
L
L
К
т
т
= 600/5 (110000/√3)/(100/√3)
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 2504 Зав. № 1005315;
Госреестр № 1005310; 1010160
4462-74 Госреестр №
14205-94
Зав. № 451799
Госреестр №
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
Лист № 5
Всего листов 10
НАМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 3513
Госреестр №
11094-87
НАМИТ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 664
Госреестр №
16687-97
НАМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 3513
Госреестр №
11094-87
НАМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 3513
Госреестр №
11094-87
НАМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 3513
Госреестр №
11094-87
12
ЩСН-0,4 кВ, 2С-
0,4, п.4С
-
СЭТ-4ТМ.03.08
кл.т 0,2S/0,5
Зав. №
0102075344
Госреестр №
27524-04
13
Жилой дом
Винокурова
-
СЭТ-4ТМ.03.08
кл.т 0,2S/0,5
Зав. №
0102075298
Госреестр №
27524-04
Продолжение таблицы 2
12
4
56
7фидер 10 кВ № 5
EPQS111.21.18.LL
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 461163
Госреестр №
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
8фидер 10 кВ № 10
EPQS111.21.18.LL
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 461161
Госреестр №
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр 36643-
07
9фидер 10 кВ № 13
EPQS111.21.18.LL
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 461162
Госреестр №
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
10фидер 10 кВ № 15
EPQS111.21.18.LL
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 461158
Госреестр №
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
11фидер 10 кВ № 21
EPQS111.21.18.LL
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 461160
Госреестр №
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
3
ТОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 38908;
39782
Госреестр №
7069-02
ТОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 38619;
38611
Госреестр №
7069-02
ТОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 39751;
30114
Госреестр №
7069-02
ТОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
Зав. № 42725;
40660
Госреестр №
7069-02
ТОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 40120;
39419
Госреестр №
7069-02
ТТИ-А
кл.т 0,5S
Ктт = 30/5
Зав. № L11677;
L11683; L11708
Госреестр №
28139-07
ТТИ-А
кл.т 0,5S
Ктт = 30/5
Зав. № K35209;
K35237; K35287
Госреестр №
28139-07
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
Лист № 6
Всего листов 10
Продолжение таблицы 2
12
ВЛ 110 кВ
Бузанская-
14 Чертомбай с
отпайкой на ПС
ГНСВ (ВЛ № 441)
кл.т 0,2
Ктн =
Зав. № 452199
Госреестр №
25971-06
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
ВЛ 110 кВ
15Бузанская-ГНСВ
(ВЛ № 443)
2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 1107401;
1107436; 1125958
3456
НКФ-110-57 У1
ТВГ-110кл.т 0,5
EPQS111.21.18.
L
L
Ктт = 300/5 (110000/√3)/(100/√3)
к
л
.т 0,2S
/
0,5
Зав. № 983 Зав. № 1005315;
Госреестр № 1005310; 1010160
22440-07Госреестр №
14205-94
ТФЗМ-110Б-1У1
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5EPQS111.21.18.LL
Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 37243;Зав. № 452086
40574; 40653 Госреестр №
Госреестр №
Госреестр
№
25971-06
14205-94
ТК16L
зав. № 037
Госреестр
№ 36643-07
0,8±2,8±1,5±1,1±1,1
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих
Номер ИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1 23456
1,0 - ±1,9 ±1,2 ±1,0
1, 2, 4, 7 – 11, 15 0,9 - ±2,4 ±1,4 ±1,2
(Сетчик 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 - ±0,9 ±0,9 ±0,9
3, 5, 6, 0,9 - ±0,9 ±0,9 ±0,9
(Счетчик 0,2S; ТТ 3; 0,8 - ±1,0 ±1,0 ±1,0
ТН 0,5)
0,7 - ±1,2 ±1,1 ±1,1
0,5 - ±1,5 ±1,4 ±1,4
1,0 ±1,8 ±1,0 ±0,8 ±0,8
12, 13,
0,9 ±2,3 ±1,3 ±1,0 ±1,0
(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S)
0,7 ±3,5 ±1,8 ±1,3 ±1,3
0,5 ±5,3 ±2,7 ±1,9 ±1,9
1,0-±1,2±1,0±0,9
140,9-±1,3±1,0±1,0
(Счечтик 0,2S; ТТ 0,2; 0,8 - ±1,5 ±1,1 ±1,1
ТН 0,5)
0,7 - ±1,7 ±1,3 ±1,2
0,5-±2,4±1,7±1,6
Лист № 7
Всего листов 10
Номер ИК
1, 2, 4, 7 – 11, 15
(Счетчик 0,5; ТТ 0,5;
ТН 0,5)
3, 5, 6,
(Счетчик 0,5; ТТ 3;
ТН 0,5)
12, 13,
(Счетчик 0,5; ТТ 0,5S)
14
(Счетчик 0,5; ТТ 0,2;
ТН 0,5)
Продолжение таблицы 3
1
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
cosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
23456
0,9 - ±6,3 ±3,4 ±2,5
0,8 - ±4,3 ±2,3 ±1,7
0,7 - ±3,4 ±1,9 ±1,4
0,5 - ±2,4 ±1,4 ±1,1
0,9 - ±1,5 ±1,5 ±1,5
0,8 - ±1,0 ±1,0 ±1,0
0,7 - ±0,9 ±0,9 ±0,9
0,5 - ±0,7 ±0,7 ±0,7
0,9 ±6,2 ±3,1 ±2,1 ±2,1
0,8 ±4,2 ±2,1 ±1,4 ±1,4
0,7 ±3,3 ±1,6 ±1,1 ±1,1
0,5 ±2,3 ±1,2 ±0,8 ±0,8
0,9 - ±2,6 ±1,8 ±1,6
0,8 - ±1,8 ±1,3 ±1,1
0,7 - ±1,5 ±1,1 ±1,0
0,5 - ±1,2 ±0,9 ±0,8
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%
.
2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3 Характеристики погрешности ИК 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 до 50 ˚С; счетчиков - от
18 до 25 ˚С; УСПД - от 10 до 30 ˚С; ИВК - от 10 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 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 до 30 ˚С.
Лист № 8
Всего листов 10
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 ИК, 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 EPQS – среднее время наработки на отказ не менее
70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
счетчики СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 55 000 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 шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счетчиков электроэнергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД.
-
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчиках электроэнергии;
-
пароль на УСПД;
-
паролина сервере,предусматривающиеразграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
-
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчики – 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 титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Лист № 9
Всего листов 10
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Наименование
Тип
ТК16L
1
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
2
ТФЗМ-110Б-1У1
ТВ-110/20ХЛ
ТОЛ-10
ТТИ-А
ТВГ-110
НКФ-110-57 У1
НАМИ-10
НАМИТ-10
EPQS111.21.18.LL
СЭТ-4ТМ.03.08
Кол-во,
шт.
3
11
3
10
6
1
6
1
1
13
2
1
1. Трансформатор тока
2. Трансформатор тока
3. Трансформатор тока
4. Трансформатор тока
5. Трансформатор тока
6. Трансформатор напряжения
7. Трансформатор напряжения
8. Трансформатор напряжения
9. Счетчик электр. энергии
10. Счетчик электр. энергии
11 Устройство сбора и передачи данных
для автоматизации измерений и учета
энергоресурсов
12 Методика поверки
13 Паспорт – формуляр
МП 2016/500-2014
АУВП.411711.ФСК.043.06.ПС-ФО
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 2016/500-2014 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
110 кВ «Бузанская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в
ноябре 2014 г. Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на
свидетельство о поверке.
Перечень основных средств поверки:
-
для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
-
длятрансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«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 электроэнергии EPQS - по документу «Счетчики электрической
энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
-
длясчётчиковСЭТ-4ТМ.03 – пометодикеповеркиИЛГШ.411152.124РЭ1,
согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
-
для УСПД ТК16L – по документу «Устройство сбора и передачи данных ТК16L для
автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
Лист № 10
Всего листов 10
-
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 110 кВ
«Бузанская».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 00252/152-2014 от 20.11.2014 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 110 кВ «Бузанская»
1 ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
2 ГОСТ34.601-90«Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой
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
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
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31
Тел: (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии________________С.С. Голубев
М.п.« ____ » ________________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 42606-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) дачных поселков Площево и Жабрево, Владимирская область, Александровский район | Нет данных | ООО "Электромонтаж-ФМ", г.Ногинск | 4 года | Перейти |
| 45204-10 | Система измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП "Калиновый ключ" ООО "Татнефть-Самара" | Нет данных | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 59507-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/35/6 кВ "Красноглинская-1" Самарского ПО филиала ОАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" | Нет данных | ООО "Управление механизации №1", р.п.Ишеевка | 4 года | Перейти |
| 39500-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Азот" | Нет данных | ООО "Энергоресурс-Холдинг", г.Волгоград | 4 года | Перейти |
| 55735-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Ярославской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), 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