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 "Харабали" Нет данных, ГРСИ 63289-16
Номер госреестра:
63289-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Харабали"
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.№ 1553
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 61588
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Харабали»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Харабали» (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 «Харабали» 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), 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;
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
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).
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.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически 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.
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 ± 2 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
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.
Лист № 3
Всего листов 11
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.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
№
ИК
Счётчик
электрической
ОРУ-110 кВ,
Л 110 кВ 41
Госреестр
кл.т 0,5
Ктн =
35236
Госреестр
кл.т 0,2S/0,5
1Зав. № 460916
Госреестр
кл.т 3,0зав. №
Зав. № 1279 А;234-471-
Госреестр
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ,
ВЛ 110 кВ 411
кл.т 0,5
Ктн =
Зав. № 1062163;
1059475; 1062173
Госреестр
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 460921
кл.т 3,0зав. №
ав. № 4599 А234-471-
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)
123456
ТВ-110/20
НКФ-110
TK16L
ПС 220
к
В
Ха
ра
б
али,
Ктт = 600/5
(110000/√3)/100/√3)
EPQS111.21.18.LL
00039-227-
В
СШ-110 кВ,
0
1280 В; 1279 С
Зав. № 35265; 35222;
№ 25971-06
Х11-15303
№ 4462-74
№ 26452-04
№ 36643-07
ТВ-110/20
НКФ-110
-
57У1
TK16L
2
ПС 220
к
В
Х
ар
а
бал
и
,
З
Ктт = 600/5
;
(110000/√3)/100/√3)
EPQS111.21.18.LL
00039-227-
4599 В; 4599 С Госреестр Х11-15303
Госреестр № 25971-06 Госреестр
№ 4462
-
74
№ 14205-94
№
36643
-
07
Лист № 4
Всего листов 11
ПС 220 кВ Харабали,
ОРУ-110 кВ,
ТВ-110
№ 4462-74
Ктн =
(110000/√3)/100/√3)
ВЛ 110 кВ 47035236
8651 2 8651 3Госреестр
TK16L
234-471-
№ 36643-07
ПС 220 кВ Харабали,
ОРУ-110 кВ,
№ 4462-74
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/100/√3)
ОМВ-110 кВ35236
4607 2 4607 3Госреестр
234-471-
№ 36643-07
№ 8913-82
НАМИ-10 У2
кл.т 0,2
Ктн = 10000/100
Зав. № 1629
Госреестр
Продолжение таблицы 2
123456
НКФ-110
кл.т 10,0
кл.т
0,5
EPQS111.21.18.LLзав. №
Ктт = 200/5 кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
3
СШ-110 кВ,
За
в
. №
;
8651 1;
Зав. № 35265; 35222;
За
в
. №
471606
Х11-15303
Госреестр
Госреестр
№ 25971-06 Госреестр
№ 26452-04
ТВ-110/20
НКФ-110
Trial
кл.т 3,0 EPQS111.21.18.LL зав. №
Ктт = 400/5кл.т 0,2S/0,500039-227-
4
ОСШ-110 кВ,
За
в
. №
;
4607 1;
Зав. № 35265; 35222;
За
в
. №
460919
Х11-15303
Госреестр
Госреестр
№ 25971-06Госреестр
№ 26452-04
ТВК-10TK16L
ПС 220 кВкл.т 0,5 EPQS111.21.18.LLзав. №
"Харабали",Ктт = 100/5кл.т 0,2S/0,500039-227-
5 ЗРУ-10 кВ, 2С-10 кВ, Зав. № 28503; Зав. № 460918 234-471-
яч.12, фидер 10 кВ07438ГосреестрХ11-15303
№ 12 Госреестр
№ 11094-87
№ 25971-06 Госреестр
№ 36643-07
ТВЛМ-1
№ 1856-63
кл.т 0,2
Ктн = 10000/100
Зав. № 1629
Госреестр
TK16L
Госреестр
НАМИ-10 У2
кл.т 0,2
Ктн = 10000/100
Зав. № 1629
Госреестр
№ 11094-87
НТМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 585
Госреестр
№ 831-53
ПС 220 кВкл.т 0,5
0
НАМ
И
-10 У2
EPQS111.21.18.LLзав. №
"Харабали", Ктт = 300/5 кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
6 ЗРУ-10 кВ, 2С-10 кВ, Зав. № 73312;Зав. № 460923234-471-
яч.14, фидер 10 кВ78165 Госреестр Х11-15303
№ 14Госреестр
№ 11094
-
87
№ 25971-06
№ 36643-07
ТВЛМ-10 TK16L
ПС 220 кВкл.т 0,5EPQS111.21.18.LLзав. №
"Харабали", Ктт = 200/5 кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
7 ЗРУ-10 кВ, 2С-10 кВ, Зав. № 84942;Зав. № 460925234-471-
яч.16, фидер 10 кВ76212 Госреестр Х11-15303
№ 16 Госреестр№ 25971-06Госреестр
№ 1856-63 № 36643-07
ТВЛМ-10TK16L
ПС 220 кВкл.т 0,5 EPQS111.21.18.LLзав. №
"Харабали",Ктт = 75/5кл.т 0,2S/0,500039-227-
8 ЗРУ-10 кВ, 1С-10 кВ, Зав. № 01050; Зав. № 461645 234-471-
яч.19, фидер 10 кВ01035ГосреестрХ11-15303
№ 19 Госреестр № 25971-06 Госреестр
№ 1856-63№ 36643-07
10 кВ
яч.21, фидер 1
Госреестр
№ 1856-63
кл.т 0,5кл.т 0,5
Ктт = 200/5Ктн = 10000/100
Госреестр
№ 831-53
Госреестр
TK16L
234-471-
ПС 220 кВ
Т
В
ЛМ-10НТМИ
-
10
EPQS111.21.18.LLзав. №
"Харабали", кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
9 ЗРУ-10 кВ, 1С-
0
к
В
,
Зав. № 2284; 2825Зав. № 585
Зав. № 461649
Х11
-
15303
№ 21 № 25971-06 Госреестр
№ trial-07
Лист № 5
Всего листов 11
НАМИ-10 У2
кл.т 0,2
Ктн = 10000/100
Зав. № 1629
Госреестр
№ 11094-87
НТМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 585
Госреестр
№ 831-53
НАМИ-10 У2
кл.т 0,2
Ктн = 10000/100
Зав. № 1629
Госреестр
№ 11094-87
НАМИ-10 У2
кл.т 0,2
Ктн = 10000/100
Зав. № 1629
Госреестр
№ 11094-87
НТМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 585
Госреестр
№ 831-53
НТМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 585
Госреестр
№ 831-53
НТМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 585
Госреестр
№ 831-53
Продолжение таблицы 2
12
4
ПС 220 кВ
"Харабали",
10 ЗРУ-10 кВ, 2С-10 кВ,
яч.22, фидер 10 кВ
№ 22
ПС 220 кВ
"Харабали",
11 ЗРУ-10 кВ, 1С-10 кВ,
яч.23, фидер 10 кВ
№ 23
ПС 220 кВ
"Харабали",
12 ЗРУ-10 кВ, 2С-10 кВ,
яч.24, фидер 10 кВ
№ 24
ПС 220 кВ
"Харабали",
13 ЗРУ-10 кВ, 2С-10 кВ,
яч.26, фидер 10 кВ
№ 26
ПС 220 кВ
"Харабали",
14 ЗРУ-10 кВ, 3С-10 кВ,
яч.56, фидер 10 кВ
№ 56
ПС 220 кВ
"Харабали",
15 ЗРУ-10 кВ, 1С-10 кВ,
яч.29, фидер 10 кВ
№ 29
ПС 220 кВ
"Харабали",
16 ЗРУ-10 кВ, 1С-10 кВ,
яч.31, фидер 10 кВ
№ 31
3
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 72055;
02123
Госреестр
№ 1856-63
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 75/5
Зав. № 75777;
75712
Госреестр
№ 1856-63
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 75358;
91069
Госреестр
№ 1856-63
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 58996;
58995
Госреестр
№ 1856-63
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 75/5
Зав. № 01033;
02608
Госреестр
№ 1856-63
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 82866;
84725
Госреестр
№ 1856-63
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
Зав. № 76586;
47159
Госреестр
№ 1856-63
56
TK16L
EPQS111.21.18.LLзав. №
кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
Зав. № 460603234-471-
Госреестр Х11-15303
№ 25971-06 Госреестр
№ 36643-07
TK16L
EPQS111.21.18.LLзав. №
кл.т 0,2S/0,500039-227-
Зав. № 460922 234-471-
ГосреестрХ11-15303
№ 25971-06 Госреестр
№ 36643-07
TK16L
EPQS111.21.18.LLзав. №
кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
Зав. № 460797234-471-
Госреестр Х11-15303
№ 25971-06 Госреестр
№ 36643-07
TK16L
EPQS111.21.18.LLзав. №
кл.т 0,2S/0,500039-227-
Зав. № 460924 234-471-
ГосреестрХ11-15303
№ 25971-06 Госреестр
№ 36643-07
TK16L
EPQS111.21.18.LLзав. №
кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
Зав. № 460513234-471-
Госреестр Х11-15303
№ 25971-06 Госреестр
№ 36643-07
TK16L
EPQS111.21.18.LLзав. №
кл.т 0,2S/0,500039-227-
Зав. № 460605 234-471-
ГосреестрХ11-15303
№ 25971-06 Госреестр
№ 36643-07
TK16L
EPQS111.21.18.LLзав. №
кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
Зав. № 460515234-471-
Госреестр Х11-15303
№ 25971-06 Госреестр
№ 36643-07
Лист № 6
Всего листов 11
НТМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 585
Госреестр
№ 831-53
НТМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 585
Госреестр
№ 831-53
НТМИ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 585
Госреестр
№ 831-53
НАМИ-10 У2
кл.т 0,2
Ктн = 10000/100
Зав. № 1630
Госреестр
№ 11094-87
№ 64
кл.т 0,5
Госреестр
кл.т 0,2
Ктн = 10000/100
Зав. № 1630
№ 25971-06
зав. №
Госреестр
Госреестр
№ 2473-69
кл.т 0,5кл.т 0,2
Ктт = 200/5Ктн = 10000/100
Зав. № 1023; 1308Зав. № 1630
Госреестр
№ 11094-87
зав. №
№ 5218-76
кл.т 0,5
Ктн =
(220000/√3)/100/√3)
Зав. № 949886; 1785;
1794
Продолжение таблицы 2
123456
ТВЛМ-10 TK16L
ПС 220 кВкл.т 0,5EPQS111.21.18.LLзав. №
"Харабали", Ктт = 300/5 кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
17 ЗРУ-10 кВ, 1С-10 кВ, Зав. № 20302;Зав. № 460602234-471-
яч.33, фидер 10 кВ17611 Госреестр Х11-15303
№ 33 Госреестр№ 25971-06Госреестр
№ 1856-63 № 36643-07
ТВЛМ-10TK16L
ПС 220 кВкл.т 0,5 EPQS111.21.18.LLзав. №
"Харабали",Ктт = 100/5кл.т 0,2S/0,500039-227-
18 ЗРУ-10 кВ, 1С-10 кВ, Зав. № 06923; Зав. № 460606 234-471-
яч.35, фидер 10 кВ06895ГосреестрХ11-15303
№ 35 Госреестр № 25971-06 Госреестр
№ 1856-63№ 36643-07
ТВЛМ-10 TK16L
ПС 220 кВкл.т 0,5EPQS111.21.18.LLзав. №
"Харабали", Ктт = 200/5 кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
19 ЗРУ-10 кВ, 3С-10 кВ, Зав. № 76260;Зав. № 460768234-471-
яч.54, фидер 10 кВ76270 Госреестр Х11-15303
№ 54 Госреестр№ 25971-06Госреестр
№ 1856-63 № 36643-07
ТВЛМ-10TK16L
ПС 220 кВкл.т 0,5 EPQS111.21.18.LLзав. №
"Харабали",Ктт = 150/5кл.т 0,2S/0,500039-227-
20 ЗРУ-10 кВ, 3С-10 кВ, Зав. № 91247; Зав. № 460601 234-471-
яч.50, фидер 10 кВ91095ГосреестрХ11-15303
№ 50 Госреестр № 25971-06 Госреестр
№ 1856-63№ 36643-07
ПС 220 кВ
ТВЛМ-10
Н
А
МИ
-
10 У2
EPQS111.21.18.LL
TK16L
"Харабали",Ктт = 200/5кл.т 0,2S/0,500039-227-
21 ЗРУ-10 кВ, 3С-10 кВ, Зав. № 89077; Зав. № 460795 234-471-
яч.64, фидер 10 кВ72738
Госреестр
ГосреестрХ11-15303
№ 1856-63
№
11094-87
№ 36643-07
ПС 220 кВ
ТЛМ-10НАМ
И
-10 У2
EPQS111.21.18.LL
TK16L
"Харабали", кл.т 0,2S/0,5 00039-227-
22 ЗРУ-10 кВ, 3С-10 кВ,Зав. № 460796234-471-
яч.68, фидер 10 кВ Госреестр Х11-15303
№ 68№ 25971-06 Госреестр
№ 36643-07
ТФНД-220-3Т
НКФ-220-58 У1
TK16L
ПС 220 кВкл.т 0,5 EPQS111.21.18.LLзав. №
"Харабали",Ктт = 1000/5кл.т 0,2S/0,500039-227-
23 ВЛ 220 кВ Тяговая-1Зав. № 1255; Зав. № 460917 234-471-
- Харабали (ВЛ 2203199; 1168ГосреестрХ11-15303
кВ Тяговая-1) Госреестр
Госреестр
№ 25971-06 Госреестр
№ 14626-95
№ 36643-07
Лист № 7
Всего листов 11
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
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1
56
1, 2, 4
(Счетчик 0,2S; ТТ 3,0;
ТН 0,5)
3
(Счетчик 0,2S; ТТ 10,0;
ТН 0,5)
5 – 7, 10, 12, 13,
20 – 22
(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5;
ТН 0,2)
8, 9, 11, 14 – 19, 23
(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5;
ТН 0,5)
24
1,0-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
1,0-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
1,0 ±1,8
0,9 ±2,3
0,8 ±2,8
0,7 ±3,5
0,5 ±5,3
1,0 ±1,9
0,9 ±2,4
0,8 ±2,9
0,7 ±3,6
0,5±5,5
- ±3,4
- ±4,4
- ±5,5
- ±6,8
- ±10,6
- ±11,0
- ±14,4
- ±18,1
- ±22,4
- ±35,0
±1,1±0,9
±1,3±1,0
±1,6±1,2
±1,9±1,4
±2,8±2,0
±1,2±1,0
±1,4±1,2
±1,7±1,4
±2,0±1,6
±3,0±2,3
Лист № 8
Всего листов 11
Номер ИК
1, 2, 4
(Счетчик 0,5; ТТ 3,0;
ТН 0,5)
3
(Счетчик 0,5; ТТ 10,0;
ТН 0,5)
5 – 7, 10, 12, 13,
20 – 22
(Счетчик 0,5; ТТ 0,5;
ТН 0,2)
8, 9, 11, 14 – 19, 23
(Счетчик 0,5; ТТ 0,5;
ТН 0,5)
Продолжение таблицы 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
cosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1
56
24
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
0,9 ±1,5
0,8 ±1,0
0,7 ±0,9
0,5 ±0,7
0,9 ±6,4
0,8 ±4,4
0,7 ±3,6
0,5±2,7
- ±12,0
- ±7,8
- ±5,8
- ±3,5
- ±39,6
- ±25,6
- ±18,8
- ±11,1
±1,5±1,5
±1,0±1,0
±0,9±0,9
±0,7±0,7
±3,3±2,4
±2,4±1,8
±2,0±1,5
±1,6±1,3
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
2 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
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.
Лист № 9
Всего листов 11
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;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 10 до 30 ˚С.
5 Для ИК № 1 – 4 предел допускаемой угловой погрешности ТТ определен расчетным
путем;
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;
-
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:
-
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:
-
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.
Лист № 10
Всего листов 11
-
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.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Наименование
Тип
EPQS111.21.18.LL
23
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
2
ТВ-110/20
ТВ-110
ТВК-10
ТВЛМ-10
ТЛМ-10
ТФНД-220-3Т
НКФ-110
НКФ-110-57У1
НАМИ-10 У2
НТМИ-10
НКФ-220-58 У1
Кол-во,
шт.
3
9
3
2
32
2
3
3
3
2
1
3
1
1 Трансформатор тока
2 Трансформатор тока
3 Трансформатор тока
4 Трансформаторы тока
5 Трансформатор тока
6 Трансформатор тока
7 Трансформатор напряжения
8 Трансформатор напряжения
9 Трансформатор напряжения
10 Трансформатор напряжения
11 Трансформатор напряжения
12 Счетчик электрической энергии
многофункциональный
13 Устройство сбора и передачи данных
14 Методика поверки
15 Паспорт – формуляр
TK16L
РТ-МП-2894-500-2015
АУВП.411711.ФСК.043.05.ПС-ФО
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2894-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
220 кВ «Харабали». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 18.12.2015 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»;
-
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.;
Лист № 11
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
«Харабали». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/406-2015
от 28.10.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ «Харабали»
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
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.« ___ » ________________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 60618-15 | Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Мухто ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" | Нет данных | ООО "Татинтек", г.Альметьевск | 1 год | Перейти |
| 40018-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая Энергосбытовая Компания Краснодарского края" | Нет данных | ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 56008-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ННК" с Изменением № 1, № 2 | Нет данных | ЗАО "Транссервисэнерго", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 46526-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ОАО "Ливнынасос" | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 42512-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Юг Руси - Золотая семечка" | Нет данных | ООО "Кавказпромавтоматика", г.Ростов-на-Дону | 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