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 330 кВ "Южная" Нет данных, ГРСИ 63728-16
Номер госреестра:
63728-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Южная"
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.№ 1631
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 62057
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Южная»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Южная» (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 330 кВ «Южная» 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 9
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). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов
сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация
часов УСПД выполняется УССВ ИВКЭ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и
УССВ 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 9
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
СШ-110 кВ,
Южная - Льгов с
Ктт = 600/5
Госреестр
кл.т 0,5
Ктн =
Зав. № 1019628;
Госреестр
кл.т 0,2S/0,5
№ 16666-97
зав. №
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
ПС 330/110/10 кВ ТВУ-110-50
НКФ-110
-
57 У1
Южная,кл.т 0,5EA02RAL-P4B-4RTU-325
1
ОРУ-110
кВ
,
Зав. № 96-А;
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 01099552 000569
яч.28,
В
Л 110 кВ96-В; 96-С
1019141; 1019626
Госр
е
е
с
трГоср
е
е
с
тр
№ 37288-08
СШ-110 кВ,
Курская АЭС -
Ктт = 750/5
85-В; 85-С
кл.т 0,5
Ктн =
Зав. № 1019820;
Госреестр
Госреестр
кл.т 0,2S/0,5зав. №
Госреестр
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 1019628;
1019141; 1019626
Госреестр
отпай
к
ами№ 3182
-
72
№ 14205-94
ПС 330/110/10 кВ ТВУ-110-50
НКФ-110
-
57 У1
Южная,кл.т 0,5EA02RAL-P4B-4RTU-325
2
ОРУ-110 кВ,
Зав. № 85-А;
(
110000/
√
3)/(100/√3)
Зав. № 01099559 000569
яч.27, ВЛ 110 кВ
Госреестр
1019644; 1019568
№ 16666-97№ 37288-08
Южная №
3182
-
72
№ 14205-94
ПС 330/110/10 кВТВУ-110-50
НКФ-110-57 У1
Южная,кл.т 0,5EA02RAL-P4B-4RTU-325
ОРУ-110 кВ, Ктт = 600/5 кл.т 0,2S/0,5 зав. №
3СШ-110 кВ,Зав. № 279-А;Зав. № 01099449000569
яч.24, ВЛ 110 кВ 279-В; 279-С Госреестр Госреестр
Южная - РыбинскиеГосреестр№ 16666-97№ 37288-08
Б
уды с отпайка
м
и №
3182
-
72
№ 14205-94
Лист № 4
Всего листов 9
ТВУ-110-50
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 218-А;
218-В; 218-С
Госреестр
№ 3182-72
ТВУ-110-50
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 88-А;
88-В; 88-С
Госреестр
№ 3182-72
6
ТВУ-110-50
кл.т 0,5
Ктт = 750/5
Зав. № 483-А;
483-В; 483-С
Госреестр
№ 3182-72
ТВУ-110-50
кл.т 0,5
Ктт = 750/5
Зав. № 497-А;
497-В; 497-С
Госреестр
№ 3182-72
8
ТВУ-110-50
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 97-А;
97-В; 97-С
Госреестр
№ 3182-72
9
ТВУ-110-50
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 87-А;
87-В; 87-С
Госреестр
№ 3182-72
3
456
Продолжение таблицы 2
12
ПС 330/110/10 кВ
Южная,
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ,
4 яч.22, ВЛ 110 кВ
Южная - Долгие
Буды с отпайкой на
ПС 110 кВ
Любостань
Ктн =
Зав. № 1019820;
Госреестр
Госреестр
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EA02RAL-P4B-4RTU-325
кл.т 0,2S/0,5зав. №
Госреестр
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 01099456000569
1019644; 1019568
№ 16666-97 № 37288-08
№ 14205-94
ПС 330/110/10 кВ
Южная,
5ОРУ-110 кВ,
ОСШ-110 кВ, яч.19,
ОМВ 110 кВ
Ктн =
Госреестр
Зав. № 01099598
Госреестр
000569
Госреестр
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EA02RAL-P4B-4RTU-325
(110000/√3)/(100/√3)
кл.т
0,2S
/
0,5 за
в
. №
Зав. № 1019820;
1019644; 1019568
№ 16666-97№ 37288-08
ПС 330/110/10 кВ
Южная,
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.18,
ВЛ 110 кВ Курская
ТЭЦ-1 – Южная II
цепь с отпайкой на
ПС 110 кВ ПТФ
Ктн =
Зав. № 1019628;
Госреестр
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EA02RAL-P4B-4RTU-325
зав. №
Госреестр
ПС 330/110/10 кВ
Южная,
ОРУ-110 кВ,
7 СШ-110 кВ, яч.17,
ВЛ 110 кВ Курская
ТЭЦ-1 – Южная I
цепь
Ктн =
Зав. № 1019820;
Госреестр
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 01099322000569
1019141; 1019626
№ 16666-97 № 37288-08
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EA02RAL-P4B-4RTU-325
зав. №
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 01099471000569
Госреестр
1019644; 1019568
№ 16666-97№ 37288-08
ПС 330/110/10 кВ
Южная,
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.14,
ВЛ 110 кВ Южная –
Волокно II цепь
Ктн =
Зав. № 1019628;
Госреестр
кл.т 0,2S/0,5
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EA02RAL-P4B-4RTU-325
зав. №
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 01099435000569
Госреестр
1019141; 1019626
№ 16666-97№ 37288-08
ПС 330/110/10 кВ
Южная,
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.13,
ВЛ 110 кВ Южная –
Волокно I цепь
Ктн =
Зав. № 1019820;
Госреестр
№ 14205-94
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EA02RAL-P4B-4RTU-325
кл.т 0,2S/0,5зав. №
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 01176351000569
Госреестр
1019644; 1019568
№ 16666-97№ 37288-08
Лист № 5
Всего листов 9
10
ТВУ-110-50
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 237-А;
237-В; 237-С
Госреестр
№ 3182-72
11
ТВУ-110-50
кл.т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 235-А;
235-В; 235-С
Госреестр
№ 3182-72
12
ПС 330/110/10 кВ
Южная,
КТП-10,
Ввод 0,4 кВ РТСН
ТНШЛ-0,66
кл.т 0,5
Ктт = 1500/5
Зав. № 3915;
3996; 3902
Госреестр
№ 1673-03
Продолжение таблицы 2
1234
56
ПС 330/110/10 кВ
Южная,
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.8,
ВЛ 110 кВ Южная –
Атомград II цепь с
отпайкой на ПС 110
кВ Октябрьская
Ктн =
Зав. № 1019628;
Госреестр
№ 14205-94
кл.т 0,2S/0,5
№ 16666-97
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EA02RAL-P4B-4RTU-325
зав. №
Госреестр
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 01099576000569
1019141; 1019626
Госр
е
е
с
тр
№ 37288-08
ПС 330/110/10 кВ
Южная,
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.6,
ВЛ 110 кВ Южная –
Атомград I цепь с
отпайкой на ПС 110
кВ Октябрьская
Ктн =
Зав. № 1019820;
Госреестр
Госреестр
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EA02RAL-P4B-4RTU-325
кл.т 0,2S/0,5зав. №
Госреестр
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 01174454000569
1019644; 1019568
№ 16666-97 № 37288-08
№ 14205-94
EA05RAL-P1B-4RTU-325
кл.т 0,5S/1,0 зав. №
-Зав. № 01134664000569
Госреестр Госреестр
№ 16666-97№ 37288-08
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 (
δ), %
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
1
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
23
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
4
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
5
1 – 11
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
12
(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)
1,0±1,9
0,9±2,4
0,8±2,9
0,7±3,6
0,5±5,5
1,0±2,1
0,9±2,6
0,8±3,1
0,7±3,7
0,5±5,5
±1,2
±1,4
±1,7
±2,0
±3,0
±1,5
±1,7
±1,9
±2,2
±3,0
±1,0
±1,2
±1,4
±1,6
±2,3
±1,4
±1,5
±1,6
±1,8
±2,3
Лист № 6
Всего листов 9
1 – 11
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
12
(Счетчик 1,0; ТТ 0,5)
Продолжение таблицы 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих
Номер ИКcosφ
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (δ), %
1
d
5 %
,
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
23
d
20 %
,
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
4
d
100 %
,
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
5
0,9±6,5
0,8±4,5
0,7±3,6
0,5±2,7
0,9±7,0
0,8±5,1
0,7±4,2
0,5±3,4
±3,6
±2,5
±2,1
±1,6
±3,7
±2,8
±2,5
±2,1
±2,7
±1,9
±1,6
±1,4
±2,7
±2,2
±2,0
±1,9
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.
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 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 –
активная, реактивная.
Лист № 7
Всего листов 9
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 ЕвроАЛЬФА – среднее время наработки на отказ не менее
50000 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 100 000 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.
-
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.
Лист № 8
Всего листов 9
Наименование
Тип
Кол-во,
шт.
11
1
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
ТВУ-110-50
ТНШЛ-0,66
НКФ-110-57 У1
33
3
6
EA02RAL-P4B-4
EA05RAL-P1B-4
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
RTU-325
Методика поверки
РТ-МП-3040-500-2016
Паспорт – формуляр
АУВП.411711.ФСК.059.06.ПС-ФО
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3040-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
330 кВ «Южная». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 12.02.2016 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»;
-
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «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 ЕвроАЛЬФА – по методике поверки, утвержденной
ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;
-
для УСПД RTU-325 – по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и
передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2008 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 330 кВ «Южная».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/006-2016 от 20.01.2016 г.
Лист № 9
Всего листов 9
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 330 кВ «Южная»
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 по проведению испытаний средств измерений в целях
утверждения типа № RA.RU.310639 выдан 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 |
| 75627-19 | Система измерительная АСУТП установки очистки сточных вод тит. 225 АО "ТАНЕКО" | Нет данных | АО "ТАНЕКО", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 82316-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ "Цементная" | - | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 53688-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шахта Алардинская ОАО "ОУК "Южкузбассуголь" | Нет данных | ЗАО "Энергометрология", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 69757-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Пензенской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48916-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Тарханы" Приволжской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Саратовской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 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