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 ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная Нет данных, ГРСИ 64856-16
Номер госреестра:
64856-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ П2200475-АУВП.411711.ФСК.030.07М
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63273
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная (далее по тексту - АИИС КУЭ ПС
110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная) предназначена для измерений активной и реактивной
электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов
и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная представляет собой много-
функциональную, двухуровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее -
ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ), выпол-
няющего функцииинформационно-вычислительного комплекса (далее - ИВК), и системы
обеспечения единого времени (далее - СОЕВ).
АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная решает следующие задачи:
-
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии
и автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений
приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной
информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);
-
ведение журналов событий ИК и ИВКЭ;
-
контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ
журнала событий ИК;
-
формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов
измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в элек-
тронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
-
передача в организации – участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);
-
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников ОРЭ (1 раз в
сутки);
-
организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
-
синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ (счет-
чик, шлюз Е-422, сервер АРМ ПС, УСПД) с помощью СОЕВ, соподчиненной национальной
шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не более ± 5 с;
-
автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная включает в себя следующие
уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точ-
ности 0,2S; 0,5; 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0,2;
0,5 и cчетчики электрической энергии класса точности 0,2S/0,5; вторичные электрические цепи;
технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень – ИВКЭ включает в себя:
Лист № 2
Всего листов 13
-
шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав ко-
торого входит два шлюза E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор, блоки резервно-
го питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;
-
шкаф устройства центральной коммутации (далее – ЦКУ), в состав которого вхо-
дит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор D-Link, спутниковая
станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;
-
шкаф УСПД, в состав которого входит УСПД ЭКОМ-3000, блок бесперебойного
питания;
-
устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника
(в составе УСПД ЭКОМ-3000).
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформато-
рами 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 электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за период реактивная электрическая мощность вычисляется по средним за период зна-
чениям активной и полной электрической мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от
средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значе-
ние электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков ведутся
профили нагрузки.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется цифровой ме-
тод передачи данных.
Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-
районная в состав ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием
сигналов точного времени и синхронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карта-
лы-районная осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в
счетчиках ИК производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УССВ
на значение более ±2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС произво-
дится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ на значение
более ±2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная обеспе-
чивает измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, пере-
дачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и
организационных мероприятий.
Лист № 3
Всего листов 13
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по
тексту – СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого
учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту – 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, предусмотрен-
ных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в
ИВК, указаны в таблице 1.
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 разря-
да измеренного (учтенного) значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характери-
стики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 13
Состав измерительного канала
Номер ИК
Вид электро-
энергии
1
ВЛ 110 кВ Карталы - рай-
онная - Карталы-тяга
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
2
ВЛ 110 кВ Карталы - рай-
онная - Карталы-220 1цепь
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
3
ВЛ 110кВ Карталы - район-
ная - Карталы-220 2 цепь
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
4
ВЛ 110 кВ Карталы-
районная - Гогино-тяга
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
5
ВЛ 110 кВ Карталы-
районная - Георгиевская
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
6
ВЛ 110 кВ Карталы-
районная - Снежная
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
7
ВЛ 110 кВ Карталы-
районная - КС-17 1ц
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
Устройство сбо-
ра и передачи
данных
«ЭКОМ-3000»
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная
Наименование объекта
ТТТНСчётчикИВК, СОЕВ
1
2
5
6
7
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
3
ТВ-ЭК исп. М3
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,2S
ТВ-ЭК исп. М3
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,2S
ТФНД-110 М
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
ТВ-ЭК исп. М3
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,2S
ТВ-ЭК исп. М3
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,2S
ТФЗМ-110Б-1У1
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
ТВ-ЭК исп. М3
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,2S
4
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
реактивная
активная
реактивная
Лист № 5
Всего листов 13
8
ВЛ 110 кВ Карталы-
районная - КС-17 2ц
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
9
ВЛ 110 кВ Карталы-
районная – Тумак-тяга
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
активная
реактивная
10
ВЛ 110 кВ Карталы-
районная – Тамерлан-тяга
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
активная
реактивная
15
ВЛ 35 кВ Карталы-
районная - Полтавка
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
16
ВЛ 35 кВ Карталы-
районная - Гражданская
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
Устройство сбо-
ра и передачи
данных
«ЭКОМ-3000»
Продолжение таблицы 2
12
5
6
4
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
7
активная
реактивная
активная
11Ввод 110 кВ Т1
реактивная
активная
12Ввод 110 кВ Т2
реактивная
активная
13Ввод 110 кВ Т3
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
реактивная
активная
реактивная
14ОВ 110 кВ
активная
3
ТВ-ЭК исп. М3
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,2S
ТФЗМ 110Б-
УХЛ1
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5S
ТОГМ-110
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,2S
ТВ-ЭК исп. М3
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,2S
ТВ-ЭК исп. М3
Коэф. тр. 300/5
Кл.т. 0,5S
ТВ-ЭК исп. М3
Коэф. тр. 300/5
Кл.т. 0,2S
ТФЗМ 110Б-
УХЛ1
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5S
ТФН-35
Коэф. тр. 200/5
Кл.т. 0,5
ТФН-35
Коэф. тр. 150/5
Кл.т. 0,5
ЗНОМ-35
Коэф. тр. 35000:√3/100:√3
Кл.т. 0,5
ЗНОМ-35
Коэф. тр. 35000:√3/100:√3
Кл.т. 0,5
реактивная
активная
реактивная
Лист № 6
Всего листов 13
17
ВЛ 35 кВ Карталы-
районная - ЦРП
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
20
КЛ 10 кВ Карталы-
районная - СХТ кольц.
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
21
КЛ 10 кВ Карталы-
районная - Мичуринский
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
22
ВЛ 10 кВ Карталы-
районная - Центральный
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
23
ВЛ 10 кВ Карталы-
районная - Краснотал
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
Устройство сбо-
ра и передачи
данных
«ЭКОМ-3000»
Продолжение таблицы 2
12
5
6
7
активная
18Ввод 35 кВ Т1
реактивная
активная
19Ввод 35 кВ Т3
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
24Ввод 10 кВ Т2
реактивная
активная
25Ввод 10 кВ Т3
3
ТФН-35
Коэф. тр. 150/5
Кл.т. 0,5
ТГМ-35 УХЛ1
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5S
ТФН-35
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 200/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 400/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 200/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 200/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 1500/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 1500/5
Кл.т. 0,5
4
ЗНОМ-35
Коэф. тр. 35000:√3/100:√3
Кл.т. 0,5
ЗНОМ-35
Коэф. тр. 35000:√3/100:√3
Кл.т. 0,5
ЗНОМ-35
Коэф. тр. 35000:√3/100:√3
Кл.т. 0,5
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
реактивная
активная
реактивная
Лист № 7
Всего листов 13
26
КЛ 10 кВ Карталы-
районная - ЦРП 1ц
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
27
КЛ 10кВ Карталы-районная
- ЦРП 2ц
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
28
КЛ 10 кВ Карталы-
районная - АБЗ
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
30
ВЛ 10 кВ Карталы-
районная - Полтавка кольц.
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
31
ВЛ 110 кВ Карталы-
районная - Кара-Оба
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
32
ЗРУ 10 кВ ПС Карталы-тяга
2ц.
EPQS
Кл.т. 0,2S/0,5
Устройство сбо-
ра и передачи
данных
«ЭКОМ-3000»
Продолжение таблицы 2
12
5
6
7
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
ВЛ 10 кВ Карталы-
29 районная -Карталы-тяга 1ц
кольц
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
3
ТЛК-10
Коэф. тр. 200/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 300/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 200/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 100/5
Кл.т. 0,5
ТФНД-110 М
Коэф. тр. 300/5
Кл.т. 0,5
ТЛК-10
Коэф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
4
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
НДКМ-110
Коэф. тр. 110000:√3/100:√3
Кл.т. 0,2
НАМИ-10
Коэф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,2
реактивная
активная
реактивная
Лист № 8
Всего листов 13
Границы интервала отно-
сительной основной по-
грешности измерений
при доверительной веро-
ятности Р=0,95, %
Номер ИК
Диапазон
силы тока
1; 2; 4; 5; 7; 8; 10;
11; 13
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Сч 0,2S)
3; 6; 20-32
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Сч 0,2S)
9; 12; 14
(ТТ 0,5S; ТН 0,2;
Сч 0,2S)
15-17; 19
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,2S)
18
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
1
2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
cos cos cos =
0,87 = 0,8 = 0,5 3
4 5 0,5
0,6 0,9 0,5
0,6 0,9 0,6
0,7 1,1 0,7
0,8 1,3 1,1
1,1 1,8 0,9
1,0 1,9 1,2
1,4 2,7 2,0
2,3 4,4 2,4
2,8 5,3 0,9
1,0 1,9 0,9
1,0 1,9 1,1
1,3 2,4 1,3
1,5 2,8 2,1
2,5 4,7 1,1
1,2 2,2 1,4
1,6 2,9 2,1
2,4 4,6 2,4
2,8 5,4
1,11,22,2
1,11,22,2
1,31,52,7
1,41,63,0
2,22,54,8
Границы интервала отно-
сительной погрешности
измерений в рабочих ус-
ловиях эксплуатации при
доверительной вероятно-
сти Р=0,95, %
cos cos cos =
0,87 = 0,8 = 0,5 6
7 8 0,8
0,9 1,2 0,8
0,9 1,2 0,9
1,0 1,3 0,9
1,0 1,5 1,2
1,3 2,0 1,1
1,2 2,0 1,4
1,6 2,8 2,1
2,4 4,5 2,5
2,8 5,4 1,1
1,2 2,0 1,1
1,2 2,0 1,3
1,5 2,6 1,4
1,6 2,9 2,2
2,5 4,7 1,3
1,4 2,3 1,5
1,7 3,0 2,2
2,5 4,6 2,5
2,9 5,5
1,31,42,3
1,31,42,3
1,41,62,8
1,51,73,1
2,32,64,8
Лист № 9
Всего листов 13
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Границы интервала отно-
сительной основной по-
грешности измерений
при доверительной веро-
ятности Р=0,95, %
Номер ИК
Диапазон
силы тока
1; 2; 4; 5; 7; 8; 10;
11; 13
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Сч 0,5)
3; 6; 20-32
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Сч 0,5)
9; 12; 14
(ТТ 0,5S; ТН 0,2;
Сч 0,5)
15-17; 19
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,5)
18
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,5)
1
2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
sin = sin = sin =
0,5 0,6 0,87
3 4 5
1,4 1,3 1,2
1,4 1,3 1,2
1,5 1,4 1,2
1,7 1,6 1,8
2,4 2,2 1,9
2,2 1,9 1,4
2,9 2,4 1,6
4,5 3,7 2,3
5,4 4,4 2,9
2,2 1,9 1,4
2,2 1,9 1,4
2,7 2,2 1,6
3,0 2,5 2,1
4,9 4,0 2,6
2,4 2,1 1,5
3,1 2,6 1,7
4,7 3,8 2,3
5,5 4,5 2,9
2,42,11,5
2,42,11,5
2,92,41,7
3,22,72,1
5,04,12,7
Границы интервала отно-
сительной погрешности
измерений в рабочих ус-
ловиях эксплуатации при
доверительной вероятно-
сти Р=0,95, %
sin = sin = sin =
0,5 0,6 0,87
6 7 8
3,5 3,5 3,6
3,5 3,5 3,6
3,5 3,5 3,6
3,6 3,6 3,8
4,0 3,9 3,9
3,8 3,7 3,7
4,3 4,0 3,8
5,5 4,9 4,1
6,3 5,4 4,4
3,8 3,7 3,7
3,8 3,7 3,7
4,1 3,9 3,7
4,3 4,1 4,0
5,8 5,1 4,3
4,0 3,8 3,7
4,4 4,1 3,8
5,6 5,0 4,1
6,4 5,5 4,5
4,03,83,7
4,03,83,7
4,34,03,8
4,54,24,0
5,95,24,3
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала
при доверительной вероятности Р=0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uном;
диапазон силы тока (0,02(0,05) - 1,2) Iном,
частота (50
±
0,15) Гц;
- температура окружающей среды:
Лист № 10
Всего листов 13
ТТ и ТН от - 40 до + 50 °С;
счетчиков от + 21 до + 25 °С;
ИВК от + 10 до + 30 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
– параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uн
1
;
диапазон силы первичного тока (0,02 (0,05) - 1,2) Iн
1
;
коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 0,87 (0,87 - 0,5);
частота - (50
±
0,2) Гц;
– температура окружающего воздуха - от - 40 до + 60 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uн
2
;
диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) Iн
2
;
коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 0,87 (0,87 - 0,5);
частота (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха от 0 до + 30 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-
районная измерительных компонентов:
– счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS (Госреестр №25971-06)
– средняя наработка на отказ не менее Т = 70 000 ч;
––устройствосбораипередачиданных«ЭКОМ-3000»(Госреестр
№17049-09) – средняя наработка на отказ Т = 75 000 ч.
Надежность системных решений:
-
резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;
-
резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;
-
предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информа-
ции со счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;
-
контроль достоверности и восстановление данных;
-
наличие резервных баз данных;
-
наличие перезапуска и средств контроля зависания;
-
наличие ЗИП.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
·
отключение и включение питания;
·
корректировка времени;
·
удаленная и местная параметризация;
·
включение и выключение режима тестирования.
– журнал ИВКЭ:
·
дата начала регистрации измерений;
·
перерывы электропитания;
·
потери и восстановления trial со счётчиками;
·
программные и аппаратные перезапуски;
·
корректировки времени в каждом счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
Лист № 11
Всего листов 13
·
привод разъединителя трансформаторов напряжения;
·
корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряже-
ния, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
·
клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
·
промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
·
испытательная коробка (специализированный клеммник);
·
крышки клеммных отсеков счетчиков;
·
крышки клеммного отсека УСПД.
-
защита информации на программном уровне:
·
установка двухуровневого пароля на счетчик;
·
установка пароля на УСПД;
·
защита результатов измерений при передаче информации (возможность исполь-
зования цифровой подписи).
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована);
– о состоянии средств измерений.
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал
событий – не менее 35 суток;
-
ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее
35 суток;
-
Сервер АРМ ПС – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений –
не менее 4 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
электроэнергии ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная типографским способом.
№ичес
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная представлена в
таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная
НаименованиеТип
Госреестра
Кол
шт.
тво,
Трансформатор тока ТГМ-35 УХЛ1 41967-09 3
Трансформатор тока ТВ-ЭК исп. М3 56255-14 27
Трансформатор тока ТЛК-10 9143-83 26
Трансформатор тока ТФЗМ 110Б-УХЛ1 32825-06 6
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1 2793-71 2
Трансформатор тока ТФН-35 664-51 9
Лист № 12
Всего листов 13
Наименование
Тип
EPQS
25971-06
32
ЭКОМ-3000
17049-09
1
Методика поверки
-
1
Паспорт-формуляр
-
1
ТФНД-110 М
ТОГМ-110
ЗНОМ-35
НДКМ-110
НАМИ-10
№
Госреестра
2793-71
55481-13
912-54
38002-08
11094-87
Количество,
шт.
4
3
6
6
2
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической
энергии многофункциональ-
ный
Устройство сбора и переда-
чи данных
П2200475-
АУВП.411711.ФСК.030.07М.МП
П2200475-
АУВП.411711.ФСК.030.07М.ПФ
Поверка
осуществляется по документу П2200475-АУВП.411711.ФСК.030.07М.МП «Система автомати-
зированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергииПС
110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная. Измерительные каналы. Методика поверки», утвер-
жденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2016 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с При-
казом Минпромторга России №1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения
поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о повер-
ке».
Основные средства поверки:
для трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформа-
торы тока. Методика поверки»;
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки»;
по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от-
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
счетчиков EPQS – по документу «Счетчики электрической энергии многофункцио-
нальные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002», утверждённому Государственной
службой метрологии Литовской Республики;
устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» - по документу «ГСИ. Комплекс
программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003
МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе-
мы 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 -20 до +
60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %,
дискретность 0,1 %.
Лист № 13
Всего листов 13
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электроэнер-
гииимощностисиспользованиемсистемыавтоматизированнойинформационно-
измереительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-
районная, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от
29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектрическойэнергииПС
110/35/27,5/10/0,4 кВ Карталы-районная
ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС»
(ООО «Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС»). ИНН 7704765961
Юридический адрес: 119435, г. Москва, ул. Большая Пироговская, д.27, стр.1
Тел.: (495) 221-75-60
Заявитель
Филиал Общества с ограниченной ответственностью Управляющая компания «РусЭнергоМир»
в г. Москве (Филиал ООО УК «РусЭнергоМир» в г. Москве). ИНН 5404338740
Юридический адрес: 123557, г. Москва, ул. Пресненский вал, д. 14, 3 этаж
Тел.: (499) 750-04-06
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел/факс: (495)437-55-77 / 437 56 66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств 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.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 78125-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбытовая компания "Горкунов" (ТК НСО-2) | ООО "Энергосбытовая компания "Горкунов", с.Толмачево | 4 года | Перейти | |
| 19575-00 | Комплексы технические средств для автоматизации контроля и учета электрической энергии и мощности "Энергомера" | Нет данных | ОАО "ЗИП "Энергомера", г.Невинномысск | 4 года | Перейти |
| 31265-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС) ООО "Донэнергосбыт" (Азовский МЭС) | Нет данных | ООО "Ростовналадка", г.Ростов-на-Дону | 4 года | Перейти |
| 62389-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" НкЭС | Нет данных | ОАО "Сетевая компания" филиал Нижнекамские электрические сети, г.Нижнекамск | 4 года | Перейти |
| 56481-14 | Система измерительно-управляющая | ExperionPKS | Фирма "Honeywell International Inc.", США | 2 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