Приложение к свидетельству № 61972
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Губернская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Губернская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи
полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения
(далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по
ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в
режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические
средстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристики
измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных RТU-325Т (далее – УСПД),
каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее – УСВ) УССВ-2
(Зав. № 001609).
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее – СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на
верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД
устройствам.
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательно-
циклическим способом.
Лист № 2
Всего листов 14
Основной канал передачи данных организован через ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС
Западной Сибири. Опрос УСПД выполняется по каналу связи – ВОЛС или на базе сотовой сети
связи стандарта GSM. Организация связи (репликация данных) в направлении ЦСОД ИА ПАО
«ФСК ЕЭС» - ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири выполняется с использованием
каналов ЕЦССЭ. Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ПАО «ФСК
ЕЭС» - МЭС Западной Сибири к ЦОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» поступают в обратном порядке.
По спутниковым каналам связи (резервный канал) данные поступают в центральные
земные спутниковые станции связи (ЦЗССС) операторов, где терминируются и передаются по
наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов
связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенных на
ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее –
ЕЦССЭ) поступают на ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА
ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам
ОРЭМ, филиалу ОАО «СО ЕЭС» - Тюменское РДУ и ИАСУ КУ ОАО «АТС». Связь
организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ
поступают в обратном порядке.
При выходе из строя УСПД или канала связи между УСПД и счетчиками, уровень ИВК
будет осуществлять опрос счетчиков электрической энергии через дополнительный цифровой
интерфейс счетчиков – RS-485 и коммутационное оборудование с использованием основного
или резервного канала связи.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,вчастности,формированиеихранениепоступающей
информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные
организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному
каналу связи по протоколу TCP/IP.
СОЕВ, выполняющая законченную функцию измерений времени и формируется на
всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя радиосервер точного времени типа РСТВ-01,
ИВК, УСПД, устройство синхронизации системного времени УССВ-2, счетчики электрической
энергии.
Контроль времени в счетчиках АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при
каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется
автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более
± 1 с.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации
времени УССВ-2, которое подключено к УСПД по интерфейсу RS-232. Корректировка часов
УСПД выполняется ежесекундно.
В ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири
установлены радиосерверы точного времени типа РСТВ-01 (Госреестр № 40586-12).
Радиосерверы точного времени расположены в серверных стойках ЦСОД. РСТВ-01
автоматически выполняет контроль времени в ЦСОД, корректировка часов ЦСОД выполняется
с погрешностью, не более ± 2 с.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ± 5,0 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических
и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК отражают время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах,
корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий
корректировке.
Лист № 3
Всего листов 14
Программное обеспечение
ПО
Таблица 1 – Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, установленного в ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО СПО АИИС КУЭ ЕНЭС
Номер версии (идентификационный номер)
1.0
MD5
Цифровой идентификатор ПОd233ed6393702747769a45de8e67b57e
Алгоритмвычисления цифрового
идентификатора ПО
Примечание – Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО – MD5
Хэш сумма берется от склейки файлов: DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы
с учетом ПО.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 14
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Измерительные компоненты
Порядковый
номер
1
А1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01282253
RTU-325T
Зав. №
008573
2
SB 0,8
Кл. т. 0,2S
300/5
Зав. № 14007839;
Зав. № 14007838;
Зав. № 14007836
VCU-245
Кл. т. 0,2
220000:√3/100:√3
Зав. № 24500449;
Зав. № 24500450;
Зав. № 24500451
А1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01282254
RTU-325T
Зав. №
008573
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Метрологические
характеристики ИК
НаименованиеВид
объекта и номер электро-
ИКТТТНСчётчикУСПДэнергии
ОсновнаяПогрешность
погреш- в рабочих
ность, (±
d
),
условиях,
% (±
d
), %
1
5
6
789
3
SB 0,8
Кл. т. 0,2S
300/5
Зав. № 14007837;
Зав. № 14007842;
Зав. № 14007843
4
VCU-245
Кл. т. 0,2
220000:√3/100:√3
Зав. № 24500446;
Зав. № 24500447;
Зав. № 24500448
активная±0,6±1,4
реактивная±1,3±2,4
2
ВЛ-220
Тюменская
ТЭЦ-2 – ТММЗ I
цепь с отпайкой
на ПС 220 кВ
Губернская
ВЛ-220
Тюменская
ТЭЦ-2 – ТММЗ
II цепь с
отпайкой на ПС
220 кВ
Губернская
активная±0,6±1,4
реактивная±1,3±2,4
Лист № 5
Всего листов 14
А1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01282252
RTU-325T
Зав. №
008573
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282235
RTU-325T
Зав. №
008573
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282239
RTU-325T
Зав. №
008573
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282250
RTU-325T
Зав. №
008573
Продолжение таблицы 2
12
5
6
789
3СВ-220
активная±0,6±1,4
реактивная±1,3±2,4
41В-10 1Т
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,5
52В-10 2Т
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,5
63В-10 1Т
3
SB 0,8
Кл. т. 0,2S
300/5
Зав. № 14007835;
Зав. № 14007841;
Зав. № 14007840
ТОЛ-10-М
Кл. т. 0,5S
3000/5
Зав. № 10787;
Зав. № 10875;
Зав. № 10874
ТОЛ-10-М
Кл. т. 0,5S
3000/5
Зав. № 10282;
Зав. № 10283;
Зав. № 10664
ТОЛ-10-М
Кл. т. 0,5S
3000/5
Зав. № 10654;
Зав. № 10655;
Зав. № 10665
4
VCU-245
Кл. т. 0,2
220000:√3/100:√3
Зав. № 24500449;
Зав. № 24500450;
Зав. № 24500451
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4001268;
Зав. № 4002573;
Зав. № 4001654
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4002521;
Зав. № 4002577;
Зав. № 4002578
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4002736;
Зав. № 4001261;
Зав. № 4002502
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,5
Лист № 6
Всего листов 14
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282225
RTU-325T
Зав. №
008573
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01277682
RTU-325T
Зав. №
008573
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01228259
RTU-325T
Зав. №
008573
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01228258
RTU-325T
Зав. №
008573
Продолжение таблицы 2
12
5
6
789
74В-10 2Т
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,5
КЛ-10
8Антипинский
НПЗ I цепь
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,7
КЛ-10
9Антипинский
НПЗ II цепь
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,7
КЛ-10
10Антипинский
НПЗ III цепь
3
ТОЛ-10-М
Кл. т. 0,5S
3000/5
Зав. № 10778;
Зав. № 10734;
Зав. № 10733
ТОЛ-10-IМ
Кл. т. 0,5S
2000/5
Зав. № 13063;
Зав. № 13064;
Зав. № 13152
ТОЛ-10-IМ
Кл. т. 0,5S
2000/5
Зав. № 12945;
Зав. № 13150;
Зав. № 13065
ТОЛ-10-IМ
Кл. т. 0,5S
2000/5
Зав. № 12946;
Зав. № 13245;
Зав. № 13149
4
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4001258;
Зав. № 4001202;
Зав. № 4001647
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4001268;
Зав. № 4002573;
Зав. № 4001654
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4002521;
Зав. № 4002577;
Зав. № 4002578
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4002736;
Зав. № 4001261;
Зав. № 4002502
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,7
Лист № 7
Всего листов 14
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01214354
RTU-325T
Зав. №
008573
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282229
RTU-325T
Зав. №
008573
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282227
RTU-325T
Зав. №
008573
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282242
RTU-325T
Зав. №
008573
Продолжение таблицы 2
12
5
6
789
КЛ-10
11Антипинский
НПЗ IV цепь
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,7
12В-10 Резерв 2
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,5
13В-10 Резерв 3
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,5
14В-10 Резерв 4
3
ТОЛ-10-IМ
Кл. т. 0,5S
2000/5
Зав. № 12947;
Зав. № 13062;
Зав. № 13151
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
600/5
Зав. № 10340;
Зав. № 10341;
Зав. № 10342
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
600/5
Зав. № 10337;
Зав. № 10338;
Зав. № 10339
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
600/5
Зав. № 10343;
Зав. № 10344;
Зав. № 10403
4
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4001258;
Зав. № 4001202;
Зав. № 4001647
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4002521;
Зав. № 4002577;
Зав. № 4002578
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4002736;
Зав. № 4001261;
Зав. № 4002502
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4001258;
Зав. № 4001202;
Зав. № 4001647
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,5
Лист № 8
Всего листов 14
А1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01218528
RTU-325T
Зав. №
008573
А1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01218528
RTU-325T
Зав. №
008573
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282236
RTU-325T
Зав. №
008573
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282247
RTU-325T
Зав. №
008573
Продолжение таблицы 2
12
5
6
789
15В-10 1СВ
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,7
16В-10 2СВ
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,7
17В-10 1ТСН
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,5
18В-10 2ТСН
3
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
2000/5
Зав. № 10523;
Зав. № 10524;
Зав. № 10525
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
2000/5
Зав. № 10516;
Зав. № 10517;
Зав. № 10518
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
300/5
Зав. № 10267;
Зав. № 10269;
Зав. № 10271
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
300/5
Зав. № 10263;
Зав. № 10264;
Зав. № 10266
4
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4002521;
Зав. № 4002577;
Зав. № 4002578
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4001258;
Зав. № 4001202;
Зав. № 4001647
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4001268;
Зав. № 4002573;
Зав. № 4001654
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4001258;
Зав. № 4001202;
Зав. № 4001647
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,5
Лист № 9
Всего листов 14
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282234
RTU-325T
Зав. №
008573
-
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282232
RTU-325T
Зав. №
008573
-
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01282241
RTU-325T
Зав. №
008573
Продолжение таблицы 2
12
5
6
789
19В-10 КТП
4
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав. № 4002736;
Зав. № 4001261;
Зав. № 4002502
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,5
20В-0,4 1ТСН
активная±1,0±3,2
реактивная±2,4±5,4
21В-0,4 2ТСН
3
ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
300/5
Зав. № 10260;
Зав. № 10261;
Зав. № 10262
ТШ-0,66
Кл. т. 0,5S
1500/5
Зав. № 176566;
Зав. № 176576;
Зав. № 176569
ТШ-0,66
Кл. т. 0,5S
1500/5
Зав. № 176570;
Зав. № 176573;
Зав. № 176594
активная±1,0±3,2
реактивная±2,4±5,4
Лист № 10
Всего листов 14
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) U
ном
; ток (1,0 – 1,2) I
ном
, частота -
(50
±
0,15) Гц; cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от
плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,02 – 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,01 – 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
− атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
– температура окружающего воздуха:
– для счётчиков электроэнергии АИИС КУЭ от минус 40 до плюс 65 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
− температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 21 от
плюс 15 до плюс 30 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в
Таблице 2, УСПД и СОЕВ на однотипный утвержденного типа.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
–электросчётчик Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–устройство синхронизации системного времени УССВ-2 – среднее время наработки
на отказ не менее Т = 74500 ч., среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–УСПД RТU-325Т – среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Лист № 11
Всего листов 14
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
– электросчетчик Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 45 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; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
– сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не
менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
на систему
электроэнергии
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
(АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Губернская» типографским способом.
Лист № 12
Всего листов 14
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и
на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
31857-11
4
trial-11
12
31857-11
5
54074-13
1
trial-10
1
№ Госреестра
3
55006-13
47959-11
47959-11
47959-11
22657-12
53610-13
46738-11
Количество, шт.
4
9
12
12
24
6
6
12
40586-12
1
УССВ-2
данных
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
12
Трансформатор тока SB 0,8
Трансформатор тока ТОЛ-10-М
Трансформатор тока ТОЛ-10-IМ
Трансформатор тока ТОЛ-10-I
Трансформатор тока ТШ-0,66
Трансформатор напряженияVCU-245
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10
Счётчик электрической
энергииA1802RALQ-Р4GB-DW-4
многофункциональный
Счётчик электрической
энергииA1805RLQ-Р4GB-DW-4
многофункциональный
Счётчик электрической
энергииA1802RALХQ-Р4GB-DW-4
многофункциональный
Радиосервер точного времениРСТВ-01
Устройство синхронизации
системного времени
Устройство сбора и передачи
RТU-325Т
Программное обеспечениеСПО АИИС КУЭ ЕНЭС
Методика поверки -
ФормулярП2200964-6012
Руководство по эксплуатации -
59086-14
---
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 63648-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Губернская».
Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале
2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
Лист № 13
Всего листов 14
- счетчиков Альфа A1800 – по документу «Счетчики электрической энергии
трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП»,
согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД RТU-325Т – по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и
RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2010 г.;
- РСТВ-01 – в соответствии с документом «Радиосервер точного времени РСТВ-01.
Руководство по эксплуатации» ПЮЯИ.468212.039РЭ, раздел 5 «Методика поверки»,
утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 22 января 2009г.;
- УССВ-2 – по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства
синхронизациисистемноговремениУССВ-2.Методикаповерки»,утвержденному
руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013г.;
- 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до
100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом
и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Губернская», аттестованной ФГУП
«ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПС 220 кВ «Губернская»
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Велес» (ООО «Велес»)
ИНН 6671394192
Юридический адрес: 620146, Свердловская область, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская,
д. 37 - 69
Почтовый адрес: 624071, Россия, Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Бахтеева,
д. 25А - 60
Тел.: +7 (902) 274-90-85
E-mail:
Лист № 14
Всего листов 14
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Тел./факс: 8 (495) 437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.