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 "Венера" Нет данных, ГРСИ 62279-15
Номер госреестра:
62279-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Венера"
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.№ 1397
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 60512
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 220 кВ «Венера»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Венера» (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 «Венера» 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), коммутационное оборудование, в состав которого
входят шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, технические средства приема-передачи данных,
каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
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
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 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 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 trial 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
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».
Лист № 3
Всего листов 10
1.00
-
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.
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.
УровеньзащитыПОотнепреднамеренныхипреднамеренныхизменений
соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
№
ИК
Счётчик
электрической
№ 52261-12
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 1799; 1823;
1821
ТК16L
зав. № 007
Госреестр
№ 36643-07
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 1054216;
1054340; 1054329
Госреестр
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
ТрансформаторТрансформаторИВКЭ
точки учёта
тока напряжения
энергии
(УСПД)
123456
ТГФМ-110
НКФ-110-57 У1
ВЛ-110 кВ Венера-кл.т 0,2SEPQS 111.21.18LL
Шестихинская с Ктт = 1000/5 кл.т 0,2S/0,5
1отпайками I цепьЗав. № 10427;Зав. № 472209
(ВЛ 110 кВ 10428; 10429 Госреестр
Шестихинская-1)Госреестр
Госреестр
№ 25971-06
№ 14205-94
ТГФМ-110
НКФ-110-57 У1
ВЛ-110 кВ Венера-кл.т 0,2SEPQS 111.21.18LL
Шестихинская с Ктт = 1000/5 кл.т 0,2S/0,5
2отпайками II цепьЗав. № 10430;Зав. № 471625
(ВЛ 110 кВ 10431; 10432 Госреестр
Шестихинская-2) Госреестр№ 25971-06
№ 52261-12
№ 14205-94
ТК16L
зав. № 007
Госреестр
№ 36643-07
Лист № 4
Всего листов 10
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 1000/5
Зав. № 10433;
10434; 10435
Госреестр
№ 52261-12
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 1000/5
Зав. № 10436;
10437; 10438
Госреестр
№ 52261-12
5
ВЛ-110 кВ Венера-
Западная I цепь
(ВЛ 110 кВ
Западная-1)
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 500/5
Зав. № 10439;
10440; 10441
Госреестр
№ 52261-12
6
ВЛ-110 кВ Венера-
Западная II цепь
(ВЛ 110 кВ
Западная-2)
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 500/5
Зав. № 10442;
10443; 10444
Госреестр
№ 52261-12
7
ВЛ-110 кВ Венера-
Веретье I цепь
(ВЛ 110 кВ
Веретье-1)
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 300/5
Зав. № 10445;
10446; 10447
Госреестр
№ 52261-12
8
ВЛ-110 кВ Венера-
Веретье II цепь
(ВЛ 110 кВ
Веретье-2)
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 500/5
Зав. № 10448;
10449; 10450
Госреестр
№ 52261-12
Продолжение таблицы 2
12
3
ВЛ-110 кВ Венера-
Восточная с
3отпайками I цепь
(ВЛ 110 кВ
Восточная-1)
Ктн =
Зав. № 471624
Госреестр
№ 25971-06
ТК16L
ВЛ-110 кВ Венера-
Восточная с
4отпайками II цепь
(ВЛ 110 кВ
Восточная-2)
Ктн =
Зав. № 471623
Госреестр
№ 25971-06
ТК16L
Ктн =
среес
Зав. № 471411
Госреестр
ТК16L
Ктн =
Зав. № 471412
Госреестр
№ 25971-06
ТК16L
Ктн =
Зав. № 471627
Госреестр
№ 25971-06
ТК16L
Ктн =
Зав. № 471628
Госреестр
№ 25971-06
ТК16L
456
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(110000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 1799; 1823;Госреестр
1821 № 36643-07
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(110000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 1054216; Госреестр
1054340; 1054329 № 36643-07
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(110000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 1799; 1823;Госреестр
Го
1821
тр
№ 25971-06
№ 36643-07
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(110000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 1054216; Госреестр
1054340; 1054329 № 36643-07
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(110000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 1799; 1823;Госреестр
1821 № 36643-07
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(110000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 1054216; Госреестр
1054340; 1054329 № 36643-07
Госреестр
№ 14205-94
Лист № 5
Всего листов 10
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 500/5
Зав. № 10451;
10452; 10453
Госреестр
№ 52261-12
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 500/5
Зав. № 10454;
10455; 10456
Госреестр
№ 52261-12
ТВ-110-II
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 5022-А;
5022-В; 5022-С
Госреестр
№ 19720-00
ТВ-220/25
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 2218-А;
2218-В; 2218-С
Госреестр
№ 3191-72
ТВ-220-I
кл.т 1
Ктт = 600/5
Зав. № 3603-А;
3603-В; 3603-С
Госреестр
№ 19720-00
ТФЗМ 220Б-IV
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 4237;
4205; 0420
Госреестр
№ 6540-78
Продолжение таблицы 2
12
3
ВЛ-110 кВ Венера-
Переборы с
9отпайками I цепь
(ВЛ 110 кВ
Переборы-1)
Ктн =
Зав. № 471416
Госреестр
№ 25971-06
ТК16L
ВЛ-110 кВ Венера-
Переборы с
10отпайками II цепь
(ВЛ 110 кВ
Переборы-2)
Ктн =
Зав. № 471417
Госреестр
№ 25971-06
ТК16L
11ОВ 110 кВ
Зав. № 471413
Госреестр
№ 25971-06
Ктн =ТК16L
ВЛ 220 кВ
12Угличская ГЭС
(ГЭС-13) - Венера
Зав. № 471622
Госреестр
№ 25971-06
Ктн =ТК16L
ВЛ 220 кВ
13Рыбинская ГЭС -
Венера
7248
Зав. № 471619
Госреестр
Ктн =ТК16L
14ОВ 220 кВ
Ктн =
среес
Зав. № 572092
Госреестр
ТК16L
456
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(110000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 1799; 1823;Госреестр
1821 № 36643-07
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(110000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 1054216; Госреестр
1054340; 1054329 № 36643-07
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(110000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 1799; 1823;Госреестр
1821 № 36643-07
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-220-58
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(220000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 7258; 7268;Госреестр
7248 № 36643-07
Госреестр
№ 14626-00
НКФ-220-58
кл.т 0,5
EPQS 111.21.18LL
(220000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 7258; 7268;Госреестр
Госреестр
№ 25971-06
№ 36643-07
№ 14626-00
НКФ-220-58
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18LL
(220000/√3)/(100/√3)
к
л.т
0,2S/0,5
зав. № 007
Зав. № 7258; 7268;Госреестр
Го
7248
тр
№ 25971-06
№ 36643-07
№ 14626-00
Лист № 6
Всего листов 10
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
1 – 10
(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)
11, 12, 14
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
13
(Сч. 0,2S; ТТ 1; ТН 0,5)
23
1,0 ±1,3
0,9 ±1,4
0,8 ±1,5
0,7 ±1,7
0,5 ±2,4
1,0 -
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5 -
1,0 -
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5-
4 5 6
±1,0 ±0,9 ±0,9
±1,0 ±1,0 ±1,0
±1,2 ±1,1 ±1,1
±1,3 ±1,2 ±1,2
±1,8 ±1,6 ±1,6
±1,9 ±1,2 ±1,0
±2,4 ±1,4 ±1,2
±2,9 ±1,7 ±1,4
±3,6 ±2,0 ±1,6
±5,5 ±3,0 ±2,3
±3,4 ±1,9 ±1,4
±4,4 ±2,3 ±1,7
±5,5 ±2,9 ±2,1
±6,8 ±3,5 ±2,5
±10,6±5,4±3,8
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной 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%
0,9±5,7
1 – 10
0,8±4,4
(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,7±3,8
0,5±3,2
0,9 -
11, 12, 14
0,8-
(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)0,7
-
0,5 -
0,9 -
13
0,8-
(Сч. 0,5; ТТ 1; ТН 0,5)0,7
-
0,5-
±2,5 ±1,9 ±1,9
±1,9 ±1,5 ±1,5
±1,7 ±1,4 ±1,3
±1,5 ±1,2 ±1,2
±6,5 ±3,6 ±2,7
±4,5 ±2,5 ±2,0
±3,6 ±2,1 ±1,7
±2,8 ±1,7 ±1,4
±12,5 ±6,4 ±4,5
±8,5 ±4,4 ±3,1
±6,7 ±3,5 ±2,5
±4,9±2,6±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%
;
Лист № 7
Всего листов 10
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 1,2∙Iн2;
-
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. Копии актов замены, оформленных согласно действующей НД, измерительных
трансформаторов и счетчиков прилагать к настоящему описанию типа и считать их
неотъемлемой частью настоящего описания типа.
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 EPQS – среднее время наработки на отказ не менее 70000
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:
-
наличиемеханическойзащитыотнесанкционированногодоступаи
пломбирование:
-
счетчиков электроэнергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
Лист № 8
Всего листов 10
-
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.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
на систему и на
1 Трансформатор тока
2 Трансформатор тока
3 Трансформатор тока
4 Трансформатор тока
5 Трансформатор тока
6 Трансформатор напряжения
7 Трансформатор напряжения
9 Устройство сбора и передачи данных
10 Методика поверки
11 Паспорт – формуляр
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
12
Кол-во,
шт.
3
ТГФМ-11030
ТВ-110-II3
ТВ-220/253
ТВ-220-I3
ТФЗМ 220Б-IV3
НКФ-110-57 У16
НКФ-220-583
8 Счетчик электрической энергии
многофункциональный
EPQS 111.21.18LL14
ТК16L1
РТ-МП-2497-500-20151
АУВП.411711.ФСК.058.05.ПС-ФО1
Лист № 9
Всего листов 10
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2497-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
220 кВ «Венера». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 14.08.2015 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»;
-
для счетчиков электроэнергии EPQS - по документу «Счетчики электрической
энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
-
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;
-
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 «Венера».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/143-2015 от 22.05.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ «Венера»
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
Лист № 10
Всего листов 10
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
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 |
| 62658-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Снежная" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 36710-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная непрерывного мониторинга качества электрической энергии "РЕСУРС-ПСЕБАЙ" на РУ-10 кВ ОАО "Кнауф Гипс Псебай" п.Псебай АИИС КЭ "РЕСУРС-ПСЕБАЙ" | Нет данных | ООО "Электрокомплект", г.Пенза | 4 года | Перейти |
| 77866-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТГК-14" Улан-Удэнская ТЭЦ-1 "Генерации Бурятии" (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1) | ПАО "ТГК-14", г.Чита | 4 года | Перейти | |
| 50560-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Т.Булак" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Башкортостан | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 19463-00 | Система измерения удельного электрического сопротивления во внешних условиях | AERS-702 | Фирма "Coretest Systems Inc.", США | 1 год | 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