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 220 кВ "Сыктывкар" Нет данных, ГРСИ 62273-15
Номер госреестра:
62273-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Сыктывкар"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1484
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 60506
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Сыктывкар»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Сыктывкар» (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 220 кВ «Сыктывкар» ПАО «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:
Первый 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), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных;
Второй 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;
Третий 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 Центра сбора и обработки данных
(далее по тексту – ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» 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
усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за
период значениям активной и полной мощности.
Лист № 2
Всего листов 11
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 сбор и хранение результатов
измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной
(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.
По окончании опроса коммуникационный серверавтоматически производит
обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и
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 ЦСОД ПАО
«ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада 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
±
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
оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду
малости значений.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
Автоматизированная информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучета
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту – СПО 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
Лист № 3
Всего листов 11
Другие идентификационные
данные
Значение
3.1.0
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.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные
(признаки)
ИдентификационноеСПО АИИС КУЭ ЕНЭС
наименование ПО (Метроскоп)
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
B45A806C89B31900EBC38F9 DEB05041E40F7EA8AA50568
62EC678133D781295F
DataServer.exeDataServer_USPD.exe
Примечание – Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО – MD5
Хэш сумма считается отдельно для файлов: DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения.
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики
ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
УровеньзащитыПОотнепреднамеренныхипреднамеренныхизменений
соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
2
№
ИК
Счётчик
электрической
ОРУ-110 кВ,
ВЛ 110 кВ ТЭЦ
Сыктывкар (ВЛ-160)
9112; 9113
Госреестр
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
59633
№ 1188-84
Госреестр
03081988
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
Диспетчерское
Состав 1-го и 2-го уровней ИК
наименование точки ТрансформаторТрансформаторИВКЭ
учётатока напряжения
энергии
(УСПД)
1 2 3 4 5 6
ТГФМ-110
НКФ110-83 У1
кл.т 0,2SZMD402CTЭКОМ-3000
Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5 зав. №
1
Монди СЛПК –
За
в
. №
9111;
Зав. № 59480; 59646;
Зав. №
93946879
Госреестр
№ 52261-12
Госреестр
№ 22422-07№ 17049-09
ОРУ-110 кВ,
Монди СЛПК –
Зав. № 52446;
Госреестр
№ 2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
60181
Зав. № 93946796
№ 22422-07
03081988
ТФЗМ-110Б-ШУ1
НКФ110-83 У1
кл.т 0,5ZMD402CTЭКОМ-3000
ВЛ 110 кВ ТЭЦ
К
т
т
= 600/5
(110000/√3)/(100/√3)
кл.т 0,2
S/
0,5 зав. №
Сыктывкар (ВЛ-161)
52531; 52514
За
в
. №
60163; 60182;
ГосреестрГосреестр
Госреестр
№ 1188-84
№ 17049-09
Лист № 4
Trial листов 11
Сыктывкар –
Емваль (ВЛ-162)
№ 2793-88
кл.т 0,5
Зав. № 59480; 59646;
59633
кл.т 0,2S/0,5
Ктт = 600/5зав. №
ВЛ 110 кВ
ВЛ-152)
ТГФМ-110
Зав. № 9102;
9103; 9104
№ 52261-12
Ктн =
59633
Зав. № 94268132
Госреестр
403081988
Госреестр
ОРУ-110 кВ,
Южная с отпайкой
на ПС Западная
№ 2793-88
кл.т 0,5
Зав. № 60163; 60182;
60181
кл.т 0,2S/0,5
Ктт = 600/5зав. №
ОРУ-110 кВ,
Восточная с
отпайками №1
№ 2793-88
кл.т 0,5
Зав. № 60163; 60182;
60181
кл.т 0,2S/0,5
Ктт = 600/5зав. №
7
ТГФМ-110
№ 52261-12
ВЛ 110 кВКтн =
отпайками №259633
Зав. № 93946868
Зав. № 9123;03081988
№ 2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 60163; 60182;
60181
Продолжение таблицы 2
123456
ТФЗМ-110Б-ШУ1
НКФ110-83 У1
ОРУ-110 кВ,
кл.т 0,5
Ктн =
ZMD402CTЭКОМ-3000
3
В
Л 110
к
В
Зав. № 48476;
(
110000/√3)/(100/
√
3)
Зав. № 93946561 03081988
48789; 48885ГосреестрГосреестр
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07 № 17049-09
№ 1188-84
НКФ110-83 У1
ОРУ-110 кВ,
кл.т 0,2S
кл.т 0,5
ZMD402CTЭКОМ-3000
Сыктывкар –
К
т
т
=
600/5
(110000/√3)/(100/√3)
кл.т
0,2
S
/0,5 зав. №
Орбита с отпайкойЗав. № 59480; 59646;
н
а
(
ПС Човью
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07№ 17049-09
№ 1188-84
ТФЗМ-110Б-ШУ1
НКФ110-83 У1
ВЛ 110 кВ
кл.т 0,5
Ктн =
ZMD402CTЭКОМ-3000
5
Сыктывкар –
Зав. № 53058;
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 93946617 03081988
52999; 53065ГосреестрГосреестр
(ВЛ-153)
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07 № 17049-09
№ 1188-84
ТФЗМ-110Б-ШУ1
НКФ110-83 У1
ВЛ 110 кВ
кл.т 0,5
Ктн =
ZMD402CTЭКОМ-3000
6
Сык
т
ывкар –
Зав. № 48339;
(
110000/
√
3)/(100/√3)
Зав. № 93946869 03081988
48914; 48896ГосреестрГосреестр
(ВЛ-163)
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07 № 17049-09
№ 1188-84
НКФ110-83 У1
ОРУ-110 кВ,
кл.т 0,2S
кл.т 0,5
ZMD402CTЭКОМ-3000
Сыктывкар –
К
т
т
=
600/5
(110000/√3)/(100/√3)
кл.т
0,2
S
/0,5 зав. №
Восточная с
9124; 9125
Зав. № 59480; 59646;
ГосреестрГосреестр
(ВЛ-166)
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07 № 17049-09
№ 1188-84
ТФЗМ-110Б-ШУ1
НКФ110-83 У1
кл.т 0,5ZMD402CTЭКОМ-3000
ОРУ-110 кВ,Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5 зав. №
8ВЛ 110 кВЗав. № 48695;Зав. № 9394670203081988
Сыктывкар – Пажга 48921; 48955 Госреестр Госреестр
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07№ 17049-09
№ 1188-84
Лист № 5
Всего листов 11
9
№ 52261-12
кл.т 0,5
Ктн =
60181
Зав. № 93946324
Зав. № 9137;03081988
ЗРУ-10 кВ,
№ 6009-77
кл.т 0,5
Зав. № 2543; 3299;
3773
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
Ктт = 300/5зав. №
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6
ТГФМ-110
НКФ110-83 У1
кл.т 0,2SZMD402CTЭКОМ-3000
ОРУ-110 кВ,
К
т
т = 750/5
(110000/√3)/(100/√3)
кл.т 0,2
S/
0,5 зав. №
ОВ-110
9138; 9139
Зав. № 60163; 60182;
ГосреестрГосреестр
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07 № 17049-09
№ 1188-84
ТОЛ-10 УТ2
ЗНОЛ.06-10
кл.т 0,5
Ктн =
ZMD402CTЭКОМ-3000
10
ВЛ 10 кВ яч.№812Д
Зав. № 21805;
(
10000/√3)/(100/√3)
Зав. № 93946563 03081988
22097Госреестр
ЗРУ-10 кВ,
№ 6009-77
кл.т 0,5
Ктн =
(10000/√3)/(100/√3)
3773
Госреестр
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07№ 17049-09
№ 3344-08
ТОЛ-10 УТ2
ЗНОЛ.06-10
кл.т 0,5ZMD402CTЭКОМ-3000
Ктт = 200/5 кл.т 0,2S/0,5 зав. №
11
ВЛ 10 кВ яч.№804Д
За
в
. №
26000;
Зав. № 2543; 3299;
Зав. №
9394656403081988
24989Госреестр
ЗРУ-10 кВ,
13226
№ 6009-77
кл.т 0,5
Ктн =
(10000/√3)/(100/√3)
3928
Госреестр
03081988
Госреестр
кл.т 0,5Ктн =
3928
Зав. № 93946703
1303081988
ЗРУ-10 кВ,
№ 6009-77
кл.т 0,5
Ктн =
(10000/√3)/(100/√3)
3928
Госреестр
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07№ 17049-09
№ 3344-08
ТОЛ-10 УТ2
ЗНОЛ.06-10
кл.т 0,5ZMD402CTЭКОМ-3000
Ктт = 200/5 кл.т 0,2S/0,5 зав. №
12
ВЛ 10 кВ яч.№844Д
За
в
. №
13065;
Зав. № 3751; 3927;
Зав. №
93946866
Госреестр
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07№ 17049-09
№ 3344-08
ЗНОЛ.06-10
ТОЛ-10 УТ2кл.т 0,5
ZMD402CTЭКОМ-3000
ЗРУ-10 кВ,Ктт = 200/5 (10000/√3)/(100/√3)
кл.т
0,2S
/
0,5 зав. №
ВЛ 10 кВ яч.№842Д Зав. № 1199; 1647 Зав. № 3751; 3927;
ГосреестрГосреестр
№ 6009-77Госреестр
№ 22422-07 № 17049-09
№ 3344-08
ТОЛ-10 УТ2
ЗНОЛ.06-10
кл.т 0,5ZMD402CTЭКОМ-3000
Ктт = 200/5 кл.т 0,2S/0,5 зав. №
14
ВЛ 10 кВ яч.№840Д
Зав. № 24518;
Зав. № 3751; 3927;
Зав. № 9394686703081988
22855Госреестр
Госреестр
Госреестр
№ 22422-07№ 17049-09
№ 3344-08
Лист № 6
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
12
456
1 СШ 0,4 кВ,
15КЛ 0,4 кВ
ТП-510 10/0,4
3
ТШ-0,66
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 55398;
13986; 84968
Госреестр
№ 22657-07
ZMD405CTЭКОМ-3000
кл.т 0,5S/1,0 зав. №
-Зав. № 9420633403081988
Госреестр Госреестр
№ 22422-07№ 17049-09
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
)
,
%
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
23
1,0 ±1,3
4 5 6
±1,0 ±0,9 ±0,9
0,9±1,4
±1,0±1,0±1,0
0,8±1,5
±1,2±1,1±1,1
0,7±1,7
±1,3±1,2±1,2
1, 4, 7, 9
(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,5±2,4
±1,8±1,6±1,6
1,0-
±1,9±1,2±1,0
0,9-
±2,4±1,4±1,2
0,8-
±2,9±1,7±1,4
0,7-
±3,6±2,0±1,6
2, 3, 5, 6, 8, 10 – 14
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,5-
±5,5±3,0±2,3
1,0-
±2,1±1,5±1,4
0,9-
±2,6±1,7±1,5
0,8-
±3,1±1,9±1,6
0,7-
±3,7±2,2±1,8
15
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5)
0,5-
±5,6±3,0±2,3
Лист № 7
Всего листов 11
Номер ИК
Продолжение таблицы 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
cosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
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 23
0,9 ±5,7
4 5 6
±2,5 ±1,9 ±1,9
±1,9±1,5±1,5
±1,7±1,4±1,3
1, 4, 7, 9
0,8±4,4
(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,7±3,8
0,5±3,2
±1,5±1,2±1,2
0,9-
±6,5±3,6±2,7
±4,5±2,5±2,0
±3,6±2,1±1,7
2, 3, 5, 6, 8, 10 – 14
0,8 -
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7
-
0,5-
±2,8±1,7±1,4
0,9-
±7,0±3,7±2,8
±5,1±2,9±2,3
±4,3±2,5±2,2
15
0,8-
(Сч. 1,0; ТТ 0,5)
0,7-
0,5-
±3,5±2,2±2,0
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 ИК 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 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.
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 40 до 50 ˚С.
Для счетчиков электроэнергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8∙Uн2 до 1,15∙Uн2;
диапазон силы вторичного тока - от 0,01∙Iн2 до 2∙Iн2;
Лист № 8
Всего листов 11
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 10 до 30 ˚С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2.
6 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;
-
счетчики электроэнергии Dialog ZMD – среднее время наработки на отказ 30 лет,
среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 75 000 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:
-
наличиемеханическойзащитыотнесанкционированногодоступаи
пломбирование:
-
счетчиков электроэнергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД.
-
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчиках электроэнергии;
-
пароль на УСПД;
-
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
-
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 35 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;
-
ИВКЭ – 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 5 лет.
-
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Лист № 9
Всего листов 11
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Наименование
Тип
6 Трансформатор напряжения
ZMD402CT
14
ZMD405CT
1
ЭКОМ-3000
РТ-МП-2561-500-2015
АУВП.411711.ФСК.015.03.ПС-ФО
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Кол-во,
шт.
3
1
1 Трансформатор тока
2
ТГФМ-110
2 Трансформатор тока
3 Трансформатор тока
4 Трансформатор тока
5 Трансформатор напряжения
ТФЗМ-110Б-ШУ1
ТОЛ-10 УТ2
ТШ-0,66
НКФ110-83 У1
ЗНОЛ.06-10
12
15
10
3
6
6
7 Счетчик электрической энергии
многофункциональный
8 Счетчик электрической энергии
многофункциональный
9 Устройство сбора и передачи данных
10 Методика поверки
11 Паспорт – формуляр
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2561-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
220кВ«Сыктывкар».Методикаповерки»,утвержденному ФБУ«Ростест-Москва»
21.09.2015 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.Трансформаторынапряжения.Методикаповерки»и/илиМИ2925-2005
«Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте
эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
длясчетчиковэлектроэнергииDialogZMD-подокументу«Счетчики
электрической энергии электронные многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD.
Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС 22 января 2007 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.;
Лист № 10
Всего листов 11
-
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 220 кВ
«Сыктывкар». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/295-2015 от
21.09.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ «Сыктывкар»
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
Публичноеакционерноеобщество«ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной
энергетической системы» (ПАО «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
Лист № 11
Всего листов 11
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
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 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 метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _____________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 30944-06 | Система информационно-измерительная автоматизированная для коммерческого учета электроэнергии в ЗАО "Кубаньжелдормаш" - АИИС КУЭ - "Кубаньжелдормаш" | Нет данных | ОАО "Концерн Энергомера", г.Ставрополь | 4 года | Перейти |
| 76713-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Урало-Сибирская Теплоэнергетическая Компания - Челябинск" | Нет данных | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 47613-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по объекту в/ч 62843 | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 30921-05 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "АСТРАХАНЬЭНЕРГО" | Нет данных | ОАО НТЦ "Электроцентромонтаж", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 34403-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Северо-Западные магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Оса-1" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", 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