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 "НЭЗ" Нет данных, ГРСИ 63342-16
Номер госреестра:
63342-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "НЭЗ"
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.№ 1475
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 61646
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «НЭЗ»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «НЭЗ» (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 «НЭЗ» 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), 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 10
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 ± 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
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 10
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
ТВГ-110
Зав. № А9-13;
А8-13; А7-13
Госреестр
Ктн =
№ 14205-94
P4GB-DW-4
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
НКФ-110-57
кл.т 0,2S
кл.т
0,5A1802RAL
Q
-
ЭКОМ-3000
ВЛ 110 кВ НЭЗ –
К
т
т = 1000/5
(110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. №
ГТП-3 – ГТП I ц. Зав. № 1029529; Зав. № 06386275
1029520; 1029509Госреестр
№ 22440-07
Госреестр № 31857-06
13081911
Госреестр
№ 17049-09
ТВГ-110
Зав. № А18-13;
А17-13; А16-13
Ктн =
№ 14205-94
P4GB-DW-4
НКФ-110-57
кл.т 0,2S
кл.т 0,5A1802RALQ-
ЭКОМ-3000
ВЛ 110 кВ НЭЗ –
К
т
т = 1000/5
(110000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. №
ГТП-3 – ГТП II ц. Зав. № 1029534; Зав. № 06386277
1029519; 1029473Госреестр
№ 22440-07
Госреестр № 31857-06
23081911
Госреестр
Госреестр№ 17049-09
Лист № 4
Всего листов 10
3
ячейка 24; АТ-1,
ввод №1 - 10кВ
4
ячейка 42; АТ-2
ввод №2 - 10кВ
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386166
Госреестр
№ 31857-06
5
ячейка 63; АТ-2
ввод №3 - 10кВ
6
ячейка 74; АТ-1
ввод №4 - 10кВ
7
5 СШ 10 кВ; Т-1
ВЛ-10кВ НЭЗ I ц.
8
6 СШ 10 кВ; Т-2
ВЛ-10кВ НЭЗ II ц.
Продолжение таблицы 2
12
56
Госреестр
ЭКОМ-3000
зав. №
3081911
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386169
Госреестр
№ 31857-06
№ 17049
-
09
кл.т 0,5
Ктт = 3000/5
Госреестр
Зав. № 1230
34
ТПШЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 3000/5
Зав. № 5465НТМИ-10-66
Госреестр кл.т 0,5
№ 1423-60 Ктн = 10000/100
ТЛШ-10 Зав. № ОХРВ
кл.т 0,5 Госреестр
Ктт = 3000/5 № 831-69
Зав. № 8128; 4106
Госреестр
№ 11077-03
ТПШЛ-10
НТМИ-10-66
кл.т 0,5
Зав. № 4640;
Ктн = 10000/100
4918; 4600
Госреестр
№ 1423-60
№ 831
-
69
ЭКОМ-3000
зав. №
3081911
Госреестр
№ 17049-09
ТЛШ-10
Ктт = 3000/5
4102
кл.т 0,5
Зав. № 1411
№ 831-69
Госреестр
ЭКОМ-3000
зав. №
3081911
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386167
Госреестр
№ 31857-06
№ 17049
-
09
кл.т 0,5
Ктт = 3000/5
Госреестр
Зав. № 1249
P4GB-DW-4
Госреестр
3081911
A1802RALQ-
ЭКОМ-3000
кл.т 0,2S/0,5
зав. №
Зав. № 06386168
Госреестр
№ 31857-06
№ 17049
-
09
ТШЛ-10
Зав. № 6335; 919
Госреестр
№ 3972-03
Ктн =
Госреестр
ЭКОМ-3000
зав. №
3081911
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386040
Госреестр
№ 31857-06
№ 17049-09
ТШЛ-10
Зав. № 6334; 587
Ктн =
Госреестр
кл.т 0,5
НТМИ-10-66
Зав. № 117; 4096;
Ктн
= trial/100
Госреестр
Госреестр
№ 11077-03
ТЛШ-10
НТМИ-10-66
кл.т 0,5
Зав. № 3039;
Ктн = 10000/100
2149; 4037
Госреестр
№ 11077-03
№
831
-
69
ЗНОЛ.06
кл.т 0,5
кл.т
0,5
К
т
т
= 5000/5
(10000/√3)/(100/√3)
Зав. № 729; 502; 200
Госреестр
№ 3344-04
ЗНОЛ.06
кл.т 0,5
кл.т 0,5
К
т
т
= 5000/5
(10000/√3)/(100/√3)
Госреестр
Зав. № 431; 416; 69
№ 3972-03
№ 3344-04
P4GB-DW-4
A1802RALQ-
ЭКОМ-3000
кл.т 0,2S/0,5
зав. №
Зав. № 06386039
Госреестр
№ 31857-06
3081911
Госреестр
№ 17049-09
Лист № 5
Всего листов 10
12
14
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
5604
Зав. № 1230
№ 831-69
кл.т 0,2S/0,5
№ 31857-06
ЭКОМ-3000
зав. №
Госреестр
Продолжение таблицы 2
123456
ТПЛ-10
НТМИ-10-66 A1802RALQ-
кл.т 0,5P4GB-DW-4
9ячейка 43; ТСН-3Зав. № 68853;
Ктн
=
10000/100
Зав. № 06386962
3081911
Госреестр
Госреестр Госреестр
№ 17049-09
№ 1276-59
ТЛП-10-5
Госреестр
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1249
Госреестр
P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386963
Госреестр
11
ТПОЛ-35
Зав. № 267; 235;
395
Госреестр
Ктн =
№ 912-70
P4GB-DW-4
кл.т 0,5S
НТМИ
-
10
-
66A1802RAL
Q
-
ЭКОМ-3000
Ктт = 100/5 зав. №
10ячейка 70; ТСН 4Зав. № 15-11924;3081911
15-11925 Госреестр
№ 30709-11
№ 831-69№ 31857-06
№ 17049
-
09
ЗНОМ-35-65
кл.т 0,5
кл.т
0,5A1802RAL
Q
-
ЭКОМ-3000
ячейка 7; Т-1,
К
т
т
= 1500/5
(35000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. №
ввод №1 – 35 кВ Зав. № 1313586;Зав. № 06386276
1314068; 895508 Госреестр
№ 5717-76
Госреестр№ 31857-06
3081911
Госреестр
№ 17049-09
ЭКОМ-3000
зав. №
3081911
Госреестр
№ 17049-09
кл.т 0,5
Зав. № 976; 985;
998
Госреестр
№ 3694-73
кл.т 0,5
Ктн =
P4GB-DW-4
133081911
Госреестр
№ 17049-09
Госреестр
№ 3694-73
кл.т 0,5
Ктн =
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
ЗНОМ-35
ТПОЛ-35 кл.т 0,5 A1802RALQ-
кл.т 0,5 Ктн = P4GB-DW-4
ячейка 13; Т-2,Ктт = 1500/5(35000/√3)/(100/√3)кл.т 0,2S/0,5
ввод №2 – 35 кВ Зав. № 13; 249; 18 Зав. № 805696; Зав. № 06386234
Госреестр810958; 742161Госреестр
№ 5717-76 Госреестр № 31857-06
№ 912-54
ТФНД-220-1
НКФ-220-58 У1
A1802RALQ-
ЭКОМ-3000
ВЛ 220 кВ
К
т
т
= 1200/1
(220000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. №
НчГРЭС -НЭЗ I ц.Зав. № 17571; 16381; Зав. № 06386241
17503Госреестр
Госреестр№ 31857-06
№ 14626-95
ТФНД-220-1
НКФ-220-58 У1
кл.т 0,5ЭКОМ-3000
ВЛ 220 кВ
К
т
т
= 1200/1
(220000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5
зав. №
НчГРЭС - НЭЗ 2 ц.Зав. № 17571; 16381; Зав. № 06386274
17503Госреестр
Госреестр№ 31857-06
№ 14626-95
Зав. № 445; 992;3081911
994Госреестр
№ 17049-09
Лист № 6
Всего листов 10
15
Т-2 резерв
ввода №2 - 10кВ
НТМИ-10-66
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1230
Госреестр
№ 831-69
Продолжение таблицы 2
12
4
56
3
ТЛШ-10
кл.т 0,5
Ктт = 2000/5
Зав. № 5897;
5977; 5913
Госреестр
№ 11077-03
Госреестр
ЭКОМ-3000
зав. №
3081911
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 06386038
Госреестр
№ 31857-06
№ 17049
-
09
Номер ИК
1, 2
(Счетчик 0,5; ТТ 0,2S;
ТН 0,5)
3 – 9, 11 – 15
(Счетчик 0,5; ТТ 0,5;
ТН 0,5)
10
(Счетчик 0,5; ТТ 0,5S;
ТН 0,5)
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%
123456
1,0±1,3
1, 2
0,9±1,4
(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; 0,8 ±1,5
ТН 0,5)
0,7 ±1,7
0,5±2,4
1,0 -
3 – 9, 11 – 15
0,9 -
(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; 0,8 -
ТН 0,5)
0,7 -
0,5-
1,0 ±1,9
10
0,9±2,4
(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S;0,8±2,9
ТН 0,5)
0,7 ±3,6
0,5 ±5,5
±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
±1,2±1,0±1,0
±1,4±1,2±1,2
±1,7±1,4±1,4
±2,0±1,6±1,6
±3,0±2,3±2,3
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%
0,9±5,7±2,5±1,9±1,9
0,8±4,4±1,9±1,5±1,5
0,7±3,8±1,7±1,4±1,3
0,5±3,2±1,5±1,2±1,2
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
0,9 ±8,1
0,8 ±5,8
0,7 ±4,8
0,5 ±3,9
±6,5±3,6±2,7
±4,5±2,5±2,0
±3,6±2,1±1,7
±2,8±1,7±1,4
±3,8±2,7±2,7
±2,7±2,0±2,0
±2,3±1,7±1,7
±1,9±1,4±1,4
Лист № 7
Всего листов 10
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 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
4 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн;
-
диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до 1,2∙Iн;
-
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 ˚С; счетчиков -от 18
до 25 ˚С; УСПД - от 10 до 30 ˚С; ИВК - от 10 до 30 ˚С;
-
частота - (50
±
0,15) Гц.
5 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1; диапазон
силы первичного тока - от 0,01∙Iн1 до 1,2∙Iн1;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 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;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 10 до 30 ˚С.
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 «Альфа А1800» – среднее время наработки на отказ не
менее 120000 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.
Лист № 8
Всего листов 10
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.
-
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
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
1
1 Трансформатор тока
2 Трансформатор тока
3 Трансформатор тока
4 Трансформатор тока
5 Трансформатор тока
6 Трансформатор тока
7 Трансформатор тока
8 Трансформатор тока
9 Трансформатор напряжения
10 Трансформатор напряжения
11 Трансформатор напряжения
12 Трансформатор напряжения
13 Трансформатор напряжения
2
ТВГ-110
ТПШЛ-10
ТЛШ-10
ТШЛ-10
ТПЛ-10
ТЛП-10-5
ТПОЛ-35
ТФНД-220-1
НКФ-110-57
НТМИ-10-66
ЗНОЛ.06
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35
Кол-во,
шт.
3
6
3
11
4
2
2
6
6
6
4
6
3
3
Лист № 9
Всего листов 10
23
НКФ-220-58 У13
A1802RALQ-P4GB-DW-415
Продолжение таблицы 4
1
14 Трансформатор напряжения
15 Счетчик электрической энергии
многофункциональный
16 Устройство сбора и передачи данных
17 Методика поверки
18 Паспорт – формуляр
ЭКОМ-30001
РТ-МП-2734-500-20151
АУВП.411711.ФСК.062.18.ПС-ФО1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2734-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
220 кВ «НЭЗ». 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»;
-
длясчетчиковэлектроэнергии«АльфаA1800»-пометодикеповерки
МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 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.;
-
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 «НЭЗ».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/279-2015 от 27.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ «НЭЗ»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
Лист № 10
Всего листов 10
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 |
| 50612-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Грязовец" Северной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Вологодской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 56981-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Юрга" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 77567-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 | ПАО "Территориальная генерирующая компания №2", г.Ярославль | 4 года | Перейти | |
| 57987-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Томскнефтехим" третья очередь | Нет данных | ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 42606-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) дачных поселков Площево и Жабрево, Владимирская область, Александровский район | Нет данных | ООО "Электромонтаж-ФМ", г.Ногинск | 4 года | Перейти |
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