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) ОАО "Сетевая компания" БуЭС ПС 110 кВ Свияжск Нет данных, ГРСИ 62390-15
Номер госреестра:
62390-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" БуЭС ПС 110 кВ Свияжск
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Сетевая компания" филиал Буинские электрические сети, г.Буинск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 359112.03
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 60627
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» БуЭС ПС 110 кВ
Свияжск
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого trial
электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БуЭС ПС 110 кВ Свияжск (далее – АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления
автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и
мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления,
формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки
информации Управления ОАО «Сетевая компания» и другим заинтересованным организациям
в согласованных форматах.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ, представляет собой четырехуровневую систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерения и включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включают в себя
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее –
счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН C70 (Госреестр
№ 28822-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения
информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) филиала Буинские
электрические сети, включает в себя сервер баз данных (CБД), сервер интеллектуального
кэширующего маршрутизатора (ИКМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ)
УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), а также
совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор
информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
4-й уровень – информационно-вычислительный комплекс Управления ОАО «Сетевая
компания», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ
Управления, сервер интеллектуального кэширующего маршрутизатора, автоматизированные
рабочие места и программное обеспечение «Пирамида-2000».
АРМ ИВК представляет собой персональный компьютер, на котором установлена
клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ», подключённый к локальной вычислительной
сети (ЛВС) филиала Буинские электрические сети и Управления ОАО «Сетевая компания»,
считывающий данные об энергопотреблении с сервера баз данных по сети Ethernet. Для этого в
настройках коммуникационных параметров ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес
сервера.
В качестве СБД используется IBM PC совместимый компьютер в серверном исполнении
и каналообразующей аппаратурой. АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- измерение активной и реактивной электроэнергии нарастающим итогом;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с задан-
ной дискретностью учета (30 мин);
Лист № 2
Всего листов 12
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к еди-
ному календарному времени показаний счетчиков электрической энергии;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требова-
нию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от
несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового и розничного рынков
электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциони-
рованного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, накапливается нарастающим
итогом, а также вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные ком-
мерческого учета соотнесены с текущим московским временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 поступает в
УСПД СИКОН С70, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее через
каналы связи результаты измерений передаются на ИВК АИИС КУЭ.
ИВК АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, об-
работку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), форми-
рование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу
информации в заинтересованным организациям в согласованных форматах.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет
законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические ха-
рактеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения
единства измерений используется единое календарное время.
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы
внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, ИКМ, СБД).
Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации
таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2
происходит от GPS-приемника.
Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2. Синхро-
низация времени сервера происходит с периодичностью один раз в час, коррекция времени
сервера с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождения с временем УСВ-2, тем
самым в ИВК обеспечивается ведение всемирного времени с погрешностью, не превосходящей
±1 с.
Сличение времени УСПД с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не
реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Лист № 3
Всего листов 12
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000».
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах с 1 по 10.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4
Другие идентификационные данные (если -
имеются)
Таблица 2
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
CalcLeakage.dll
1.0.0.0
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
-
Таблица 3
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
CalcLosses.dll
1.0.0.0
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
-
Таблица 4
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
Metrology.dll
1.0.0.0
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
-
Таблица 5
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
ParseBin.dll
1.0.0.0
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
-
Таблица 6
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
ParseIEC.dll
1.0.0.0
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
-
Лист № 4
Всего листов 12
Таблица 7
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
ParseModbus.dll
1.0.0.0
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
-
Таблица 8
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
ParsePiramida.dll
1.0.0.0
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
-
Таблица 9
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
SynchroNSI.dll
1.0.0.0
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
-
Таблица 10
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
VerifyTime.dll
1.0.0.0
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
-
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО – MD5.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений – высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014)
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические
характеристики приведены в Таблице 11.
Состав измерительного канала
1
ПС 110 кВ
Каратун, яч. №3
ТЛК-10-5,6
КТ 0,5
Ктт=100/5
Госреестр №
9143-01
НАМИ-10-
95УХЛ2 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
20186-05
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
2
ПС 110 кВ
Свияжск, яч. №105
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
3
ПС 110 кВ
Свияжск, яч. №106
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
4
ПС 110 кВ
Свияжск, яч. №107
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
5
ПС 110 кВ
Свияжск, яч. №108
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
Лист № 5
Всего листов 12
Таблица 11
№Наименование
п/побъекта
ТТ
ТНСчетчик
Вид
измеряемой
УСПДэнергии
123
45
67
Метрологические
характеристики ИК
основнаяпогрешность в
погрешность, рабочих
%условиях, %
8 9
Активная± 1,7± 2
реактивная± 2,8± 3,1
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
ТЛО-10
КТ 0,5S
Ктт=150/5
Госреестр №
25433-11
ТЛО-10
КТ 0,5S
Ктт=100/5
Госреестр №
25433-11
ТЛО-10
КТ 0,5S
Ктт=150/5
Госреестр №
25433-11
ТЛО-10
КТ 0,5S
Ктт=100/5
Госреестр №
25433-11
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
Лист № 6
Всего листов 12
4
5
6
789
6
Ктт=100/5
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
ПС 110 кВ
осреестр №
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
8
Ктт=300/5
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
ПС 110 кВ
Ктт=75/5
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
ПС 110 кВ
Ктт=75/5
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
11
Ктт=100/5
Продолжение таблицы 11
123
ТЛО-10
ПС 110 кВ
КТ 0,5S
Свияжск, яч. №109
Госреестр №
25433-11
ТЛО-10
КТ 0,5S
7
Свияжск, яч. №110
Г
К
т
т=600/5
25433-11
ТЛО-10
ПС 110 кВ
КТ 0,5S
Свияжск, яч. №206
Госреестр №
25433-11
ТЛО-10
КТ 0,5S
9
Свияжск, яч. №207
Госреестр №
25433-11
ТЛО-10
КТ 0,5S
10
Свияжск, яч. №208
Госреестр №
25433-11
ТЛО-10
ПС 110 кВ
КТ 0,5S
Свияжск, яч. №209
Госреестр №
25433-11
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
НАМИТ-10 КТ 0,5
Ктн=10000/100
Госреестр №
16687-13
Меркурий 230
КТ 0,5S/1
Госреестр №
23345-07
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
Лист № 7
Всего листов 12
4
5
6
789
12
Ктт=600/5
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
ПС 110 кВ
осреестр №
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
14
Ктт=300/5
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
ПС 110 кВ
осреестр №
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
ПС 110 кВ
осреестр №
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
17
Ктт=300/5
Продолжение таблицы 11
123
ТЛО-10
ПС 110 кВ
КТ 0,5S
Свияжск, яч. №210
Госреестр №
25433-11
ТЛО-10
КТ 0,5S
13
Свияжск, яч. №111
Г
К
т
т=300/5
25433-11
ТЛО-10
ПС 110 кВ
КТ 0,5S
Свияжск, яч. №112
Госреестр №
25433-11
ТЛО-10
КТ 0,5S
15
Свияжск, яч. №211
Г
К
т
т=300/5
25433-11
ТЛО-10
КТ 0,5S
16
Свияжск, яч. №212
Г
К
т
т=300/5
25433-11
ТЛО-10
ПС 110 кВ
КТ 0,5S
Свияжск, яч. №213
Госреестр №
25433-11
Активная± 1,6± 1,8
реактивная± 2,5± 2,7
18
ПС 110 кВ
Свияжск, ВЛ-110
кВ Тюрлема-
Свияжск (осн.)
ТОГФ-110
КТ 0,2S
Ктт=600/5
Госреестр №
44640-10
ЗНГ КТ 0,2
Ктн=110000/100
Госреестр №
41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
19
ПС 110 кВ
Свияжск, ВЛ-110
кВ Тюрлема-
Свияжск (дубл.)
ТОГФ-110
КТ 0,2S
Ктт=600/5
Госреестр №
44640-10
ЗНГ КТ 0,2
Ктн=110000/100
Госреестр №
41794-09
СЭТ-4ТМ.02 КТ
0,5/0,5 Госреестр
№ 20175-01
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
20
ПС 110 кВ
Свияжск, ВЛ-110
кВ Свияжск-
Иннополис
ЗНГ КТ 0,2
Ктн=110000/100
Госреестр №
41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
21
ЗНГ КТ 0,2
Ктн=110000/100
Госреестр №
41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
22
ПС 110 кВ
Свияжск, ВЛ-110
кВ Свияжск-
Исаково
ЗНГ КТ 0,2
Ктн=110000/100
Госреестр №
41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С-
70
Госреестр
№ 28822-05
Лист № 8
Всего листов 12
Продолжение таблицы 11
123456789
Активная± 0,8± 0,9
реактивная± 1,8± 1,9
Активная± 1,3± 1,4
реактивная± 1,8± 1,9
Активная± 0,8± 0,9
реактивная± 1,8± 1,9
ПС 110 кВ
Свияжск, ВЛ-110
кВ
Зеленодольская-
Свияжск
Активная± 0,8± 0,9
реактивная± 1,8± 1,9
ТОГФ-110
КТ 0,2S
Ктт=600/5
Госреестр №
44640-10
ТОГФ-110
КТ 0,2S
Ктт=600/5
Госреестр №
44640-10
ТОГФ-110
КТ 0,2S
Ктт=600/5
Госреестр №
44640-10
Активная± 0,8± 0,9
реактивная± 1,8± 1,9
Лист № 9
Всего листов 12
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, со-
ответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжениеот 0,98· U
HOM
до 1,02· U
HOM
;
•сила тока от I
ном
до 1,2 ·I
ном
, cosφ=0,9 инд;
•температура окружающей среды (20 ± 5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
•напряжение питающей сети от 0,9· U
HOM
до 1,1· U
HOM
;
•сила тока от 0,05· I
ном
до 1,2· I
ном
;
•температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до 60 °С;
-
для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 °С до 55 °С;
-
для счетчиков электроэнергии Меркурий 230, от минус 40 °С до 55 °С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
-
для сервера от 10 °С до 40 °С
-
для УСПД от минус 10 °С до 40 °С
-
6.ТрансформаторытокапоГОСТ7746-2001,трансформаторынапряженияпо
ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной
электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 11. Допускается замена компонентов системы на однотипные
утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт
хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
·счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее
140000 часов;
·счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 – среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов;
·счетчик электроэнергии Меркурий 230 – среднее время наработки на отказ не менее
150000 часов;
·УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
·УСПД (СИКОН С70) – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
·ИКМ «Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
·для счетчика Тв ≤ 7 суток;
·для УСПД Тв ≤ 24 часа;
·для сервера Тв ≤ 1 час;
·для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
·клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства
для пломбирования;
·панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механи-
ческими пломбами;
Трансформаторы напряжения
7
8
9
Лист № 10
Всего листов 12
·наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
·организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает
идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
·защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
·фактов параметрирования счетчика;
·фактов пропадания напряжения;
·фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
·счетчиках (функция автоматизирована);
·УСПД (функция автоматизирована);
·сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
·счетчик электроэнергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
– не менее 85 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
·УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не
менее 45 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;
·ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства
измерений – не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 12.
НаименованиеТип
Таблица 12
№
п/п
1
23
Количество,
шт.
4
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения элегазовые
1
2
3
4
5
6
ТЛК-10-5,6 2
ТЛО-10 48
ТОГФ-110 15
ЗНГ 3
НАМИ-10-95УХЛ2 1
НАМИТ-10 5
Меркурий 23017
СЭТ-4ТМ.021
СЭТ-4ТМ.03М4
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии трехфазные
статические
Счетчики активной и реактивной энергии
переменного тока статические
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Контроллеры сетевые индустриальные
Устройства синхронизации времени
10
11
12
Комплексы информационно-вычислительные
СИКОН С70 3
УСВ-2 1
ИКМ-Пирамида2
Лист № 11
Всего листов 12
Продолжение таблицы 12
13Программное обеспечение
14Методика поверки
15Формуляр
16Руководство по эксплуатации
"Пирамида 2000"2
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП.359112.03.2015«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергииОАО«Сетевая
компания» БуЭС ПС 110 кВ Свияжск. Методика поверки», утвержденному ФБУ
«ЦСМ Татарстан» в июле 2015 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
-ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
-ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
-СЭТ-4ТМ.03М- по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- СЭТ-4ТМ.02 по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, согласованной с ГЦИ
СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
-Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ 411152.021 РЭ1
-ИКМ «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ
ВНИИМС в 2010 г.;
-УСПД СИКОН С70 – по методике поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.
-УСВ-2 – по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП
ВНИИФТРИ в 2009 г.;
-Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-
темы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
-Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счет-
чиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до 50 °С, цена
деления 1 °С.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе: «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БуЭС ПС
110 кВ Свияжск. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Технологическая инструкция
РЭ.359112.03.2015».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО «Сетевая компания» БуЭС ПС 110 кВ Свияжск
1 ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
2 ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Лист № 12
Всего листов 12
6 ГОСТ Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Изготовитель
ОАО «Сетевая компания» филиал Буинские электрические сети.
Юридический адрес: 422430, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Буинск,
ул. Космовского, 190.
Почтовый адрес: 422430, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Буинск,
ул. Космовского, 190.
Тел.: 8(843-74) 3-25-59.
Факс: 8843-74) 3-25-47.
ИНН 1655049111.
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,
метрологии и испытаний в Республике Татарстан» (ФБУ «ЦСМ Татарстан»).
Юридический trial: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, 24.
Тел./факс: (843) 291-08-33.
Аттестат аккредитации ФБУ «ЦСМ Татарстан» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.310659 от 13.05.2015 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 |
| 26581-04 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 582 на ЛДПС "Барабинская" | Нет данных | УИМЦ МОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 5 лет | Перейти |
| 72731-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Белгородский Цемент" | Нет данных | ЗАО "Белгородский Цемент", г.Белгород | 4 года | Перейти |
| 82056-21 | Резервуары вертикальные стальные цилиндрические | РВС-1000, РВС-5000, РВС-20000 | Акционерное общество "Таймырская топливная компания" (АО "ТТК"), г. Красноярск | 5 лет | Перейти |
| 48204-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии бытового и мелкомоторного сектора на территории г. Губкинский ЯНАО Тюменской области | Нет данных | ООО "Сервисный центр "Энергия", г.Химки | 4 года | Перейти |
| 66605-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по объекту ЛПДС "Никулино" | Нет данных | ООО "ИЦ "Энергия", г.Иваново | 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