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 ПАО "ФСК ЕЭС" с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго" Нет данных, ГРСИ 65905-16
Номер госреестра:
65905-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО "ФСК ЕЭС" с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго"
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.№ 1792
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 64376
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» с использованием
элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» с использованием элементов АИИС КУЭ
подстанций ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» (АИИС КУЭ) предназначена для измерения
активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки,
хранения, отображения и передачи информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ),
измерительные трансформаторы напряжения (ТН),счетчики активнойи реактивной
электроэнергии (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 Сикон С10, С70 (УСПД),
систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ -
ИК, ИВКЭ, ИВК, включает в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) на
основе GPS приемника, 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, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера АИИС КУЭ ПАО "МРСК Сибири -
"Алтайэнерго" не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер баз данных; модули
«Оперативный сбор 2000» и «Автоматизированный сбор 2000», автоматизированные рабочие
места (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных,
который входит в программное обеспечение сервера, и специальное программное обеспечение
(СПО) ПК «Пирамида 2000» (ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго»), коммуникационный
сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» ПАО «ФСК ЕЭС».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
Лист № 2
Всего листов 13
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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Для ИК, использующих в своем составе ИВКЭ, цифровой сигнал с выходов счетчиков
при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где
производится сбор, накопление, умножение на коэффициенты трансформации, и хранение
результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК ПАО "МРСК Сибири -
"Алтайэнерго"
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).
Для ИК, не использующих в своем составе ИВКЭ, данные на уровень ИВК передаются
от счетчиков через GSM модем по основному каналу, или по резервному (GSM-сеть другого
оператора).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ПАО "МРСК Сибири -
"Алтайэнерго" автоматически опрашивает (или по запросу пользователя) УСПД ИВКЭ. Опрос
УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал GSM-связи). При отказе
основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи GSM другого
оператора.
По окончании опроса измеренные значения активной (реактивной) энергии в
автоматическом режиме фиксируются в базе данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД ИВК
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 автоматически формирует файл
отчета с результатами измерений, в виде электронных документов в формате XML (формат
80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к положению о порядке получения статуса
субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка), передает его в
в ПАО «ФСК ЕЭС» - коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»,
АО «Алтайэнергосбыт». Передача результатов измерений, состояния средств и объектов
измерений по точкам поставки подстанций ПС 110 кВ Кулундинская, ПС №15 Горняцкая,
ПС 35 кВ Веселоярская (ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго») в сечении коммерческого учета
производится с коммуникационного сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» в виде
файла-отчета с результатами измерений, в формате ХМL с использованием ЭЦП в программно-
аппаратный комплекс Коммерческого оператора оптового рынка электроэнергии и мощности
(ПАК КО) 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). Синхронизация
часов УСПД выполняется УССВ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ
на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от УССВ на основе GPS
приемника, подключенного к серверу с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов
счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Синхронизация и коррекция времени сервера ИВК осуществляется также от GPS приемника.
Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию
часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера.
Лист № 3
Всего листов 13
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по каналам GSM-сетей,
задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и
корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Пирамида 2000» (ПО ПК
«Пирамида 2000»). ПК «Пирамида 2000» используется при коммерческом учете электрической
энергии и обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации
паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Пирамида 2000».
Идентификационные данные ПК «Пирамида 2000», установленного в ИВК, указаны в
таблицах 1, 2.
Значение
Программа
конфигуриров
ания сервера
сбора
Не ниже
2.0.0.0
Не ниже
0.9.0.0
Не ниже
1.4.9.27
F46c7a9943da0
ebf1
3e450ddebcab3
40
f0655ce38fa
c1527a
62a1b34402
303f5
MD5
MD5
MD5
Модуль
)
низация
времени»
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные
данные (признаки)
123
Модуль
Наименование«Доставка
«Синхро-
программного данных»
обеспечения(Delivery.exe
(TimeSyn
c
hro
.exe)
4
Конфигуратор
ИКМ
(OperS50.exe)
5
Пирамида
2000 - АРМ
(P2kClient.
exe)
6
Оператив-
ный сбор
2000
(Oper.exe)
отправки
XML-
Программа
ции времени
Идентификационное
Программа
синхрониза-
наименование ПО
отчетов
с
е
рв
ер
у
сбора
Программа
формирова
ния отчетов
Программа
оператив-
ного сбора
данных
Номер версии
ный номер) ПО
Не нижНе ниж
(идентификацион-
1.0.0.0
е
1.0.0.0
е
04fcc1f93fba07b45593fe1
Цифровой0e701 aa42
идентификатор ПО ed68cdc4ff5 5be8853c74c
4e97029326
a882a7539
732f
98fd7a0442
d92f
042e6
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
MD5MD5
Лист № 4
Всего листов 13
Не ниже 1.00
Таблица 2 - Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование ПО СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС «Метроскоп»
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПОD233ED6393702747769A45DE8E67B57E
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора
MD5
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4,
нормированы с учетом ПО.
ЗащитаПОобеспечиваетсяприменениемэлектроннойцифровойподписи,
разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты высокий в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 5
Всего листов 13
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, а также метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 - 5.
Состав ИК АИИС КУЭ
№№
ИК
Диспетчерское
наименование
точки учёта
Трансформатор тока
Трансформатор
напряжения
Счётчик статический
трёхфазный переменного
тока активной/реактивной
энергии
1
ТВ-110-IХ
класс точности 0,5S
Ктт=300/1
Зав. № 25; 23; 27
Рег. № 32123-06
НАМИ-110 УХЛ1
класс точности 0,2
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 5042; 5490; 5486
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03М.16
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 0812101077
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
2
ТВ-110-IХ
класс точности 0,5S
Ктт=300/1
Зав. № 21; 22; 19
Рег. № 32123-06
НАМИ-110 УХЛ1
класс точности 0,2
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 5083; 5149; 5106
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03М.16
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 0812101049
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
3
ПС 110 кВ
Кулундинская
110/10 кВ, ОРУ
110 кВ, ввод ВЛ
110 кВ
Павлодарская -
Кулунда
НАМИ-110 УХЛ1
класс точности 0,2
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 5083; 5149; 5106
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.02.2
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 12032043
Рег. № 20175-01
СИКОН С70
зав. № 07246
Рег. №
28822-05
активная
реактивная
Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ
Вид
УСПД
электроэнергии
1
2
3
4
5
67
ПС 110 кВ Кулундинская
ПС 110 кВ
Кулундинская
110/10 кВ, ОРУ
110 кВ, ввод ВЛ
110 кВ Маралды -
Кулунда I цепь
ПС 110 кВ
Кулундинская
110/10 кВ, ОРУ
110 кВ, ввод ВЛ
110 кВ Маралды -
Кулунда II цепь
ТФНД-110М; ТФЗМ-
110Б-1У1; ТФНД-110М
класс точности 0,5; 0,5;
0,5
Ктт=300/5; 300/5; 300/5
Зав. № 8697; 22998; 8779
Рег. №
2793-71; 2793-71; 2793-
71
Лист № 6
Всего листов 13
4
СЭТ-4ТМ.03М.16
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 0812101027
Рег. № 36697-08
СИКОН С70
зав. № 07246
Рег. №
28822-05
активная
реактивная
5
ТОГ-110
класс точности 0,2S
Ктт=600/5
Зав. № 149Е12; 19Е12;
21Е12
Рег. № 49001-12
НКФ-110
класс точности 1,0
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 627480; 627478;
627487
Рег. № 922-54
СЭТ-4ТМ.02.2
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 12032206
Рег. № 20175-01
активная
реактивная
6
ТОГ-110
класс точности 0,2S
Ктт=600/5
Зав. № 37Е12; 23Е12;
27Е12
Рег. № 49001-12
НКФ-110-57
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 2781; 2732; 2759
Рег. № 14205-05
СЭТ-4ТМ.02.2
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 12032117
Рег. № 20175-01
СИКОН С10
зав. № 164
Рег. №
21741-01
активная
реактивная
Продолжение таблицы 3
1234567
ПС 110 кВ
Кулундинская
110/10 кВ, ОРУ
110 кВ, ОСШ 110
кВ, ОВ 110 кВ
ТВ-110-IХ
класс точности 0,5S
Ктт=300/1
Зав. № 24; 26; 20
Рег. № 32123-06
НАМИ-110 УХЛ1
класс точности 0,2
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 5083; 5149; 5106
Рег. № 24218-08
ПС №15 Горняцкая
ПС №15
Горняцкая
110/35/6 кВ, 4 сек.
ш ОРУ 110 кВ,
Шинный мост 110
кВ 1 сек. ш. ПС
220 кВ Горняк - 4
сек. ш. ПС №15
Горняцкая
110/35/6 кВ
ПС №15
Горняцкая
110/35/6 кВ, 3 сек.
ш ОРУ 110 кВ,
Шинный мост 110
кВ 2 сек. ш. ПС
220 кВ Горняк - 3
сек. ш. ПС №15
Горняцкая
110/35/6 кВ
Лист № 7
Всего листов 13
НАМИТ-10-2
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Зав. № 2493110000020
Рег. № 16687-07
СЭТ-4ТМ.03М.01
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 0812091106
Рег. № 36697-08
СИКОН С10
зав. № 165
Рег. №
21741-01
активная
реактивная
Продолжение таблицы 3
123
4567
ПС 35 кВ Веселоярская
ПС 35 кВ
Веселоярская
7 35/10 кВ, 2 СШ
КРУ 10 кВ, ВЛ 10
кВ Л 31 - 11
ТОЛ-СЭЩ-10
класс точности 0,5S
Ктт=100/5
Зав. № 32139-06; 32139-
06
Рег. № 32139-06
Лист № 8
Всего листов 13
Диапазон значений
силы тока
0,05Iн
(ТТ 0,5S; TН 0,2;
Сч 0,2S)
0,2S)
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Относительная
Основная относительнаяпогрешность ИК в
Номер ИКпогрешность ИК (±δ), % рабочих условиях
эксплуатации (±δ), %
cos φ =cos φ =cos φ =cos φ =cos φ =cos φ =
1,00,80,51,00,80,5
123 4 5 6 7 8
1; 2; 4
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
1,72,54,71,82,54,7
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,91,52,81,11,62,8
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
0,71,01,90,91,22,0
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,71,01,90,91,22,0
3 0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
1,7 2,8 5,3 1,8 2,8 5,3
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
0,9 1,4 2,7 1,1 1,6 2,8
(ТТ 0,5; TН 0,2; Сч
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,71,01,90,91,22,0
0,05Iн
(ТТ 0,2S; TН 1,0;
Сч 0,2S)
0,05Iн
(ТТ 0,2S; TН 0,5;
Сч 0,2S)
0,05Iн
(ТТ 0,5S; TН 0,5;
Сч 0,5S)
5
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
1,51,83,01,61,93,1
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
1,21,62,71,31,72,8
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
1,21,52,61,31,72,7
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
1,21,52,61,31,72,7
6
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
1,11,32,11,31,52,2
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,81,01,71,01,21,8
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
0,70,91,40,91,11,6
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,70,91,40,91,11,6
7
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
2,12,74,92,43,05,1
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
1,21,73,11,72,23,4
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
1,01,32,31,61,92,7
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
1,01,32,31,61,92,7
Номер ИК
(sin φ =
(sin φ =
0,05Iн
(ТТ 0,5S; TН 0,2;
Сч 0,5)
Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Относительная
Основная относительнаяпогрешность ИК в
Диапазон значенийпогрешность ИК (±δ), %рабочих условиях
силы тока эксплуатации (±δ), %
cos φ = 0,8
cos φ = 0,5
cos φ = 0,8
cos φ = 0,5
(sin φ = 0,6)
0,87)
(sin φ = 0,6)
0,87)
123456
1; 2; 4
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
3,82,44,12,7
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
2,41,72,82,1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
1,61,02,11,6
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
1,61,02,11,6
Лист № 9
Всего листов 13
0,5)
Продолжение таблицы 5
123456
3 0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
4,3 2,5 4,4 2,7
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
2,21,42,41,5
(ТТ 0,5; TН 0,2; Сч
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
1,61,01,71,2
0,05Iн
(ТТ 0,2S; TН 1,0;
Сч 0,5)
0,05Iн
(ТТ 0,2S; TН 0,5;
Сч 0,5)
0,05Iн
(ТТ 0,5S; TН 0,5;
Сч 1,0)
5
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
2,92,03,42,5
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
2,41,62,61,9
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
2,21,52,31,6
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
2,21,52,31,6
6
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
2,31,62,92,2
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
1,61,21,91,5
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
1,31,01,51,2
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
1,30,91,41,2
7
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
4,12,75,24,0
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
2,92,14,23,7
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
2,11,53,73,4
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
2,11,53,73,4
Примечания:
1Погрешность 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 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте
расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.
3Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности
(получасовой).
4 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
5Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙U
н
до 1,01∙U
н
;
-
диапазон силы тока - от I
н
до 1,2∙I
н
;
-
коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) - 0,87(0,5);
-
частота - (50
±
0,15) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
Температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 ˚С; счетчиков -
от плюс 18до плюс 25 ˚С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30 ˚С; ИВК - от плюс 10 ˚С
до плюс 30 ˚С.
6Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9∙U
н1
до 1,1∙U
н1
;
диапазон силы первичного тока - от 0,05∙I
н1
до 1,2∙I
н1
; коэффициент мощности
cos
j
(sin
j
) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 ˚С.
-
для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙U
н2
до 1,1∙U
н2
; диапазон
силы вторичного тока - от 0,01∙I
н2
до 1,2∙I
н2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,8 - 1,0 (0,6 -
0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
Лист № 10
Всего листов 13
-
температура окружающего воздуха - от плюс 10 ˚С до плюс 30 ˚С;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
7 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 30206-94 в части
активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005; ГОСТ 26035-83 в части реактивной
электроэнергии.
8 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в
таблице 2.
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;
-
счетчик типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов; счетчик типа СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
УСПД СИКОН С10 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счетчика;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчике;
-
пароль на УСПД;
-
паролинасервере,предусматривающиеразграничениеправдоступак
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
при отключении питания - до 5 лет;
-
ИВК - 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 3,5 лет.
Лист № 11
Всего листов 13
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Количество, шт./экз.
9
2
1
6
2
6
3
3
1
4
3
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока ТВ-110-IХ
Трансформатор тока ТФНД-110М
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1
Трансформатор тока ТОГ-110
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10
Трансформаторы напряжения антирезонансные НАМИ-110
УХЛ1 НАМИ-110 УХЛ1
Трансформатор напряжения НКФ-110
Трансформатор напряжения НКФ-110-57
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2
Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-
4ТМ.03
Счётчики активной и реактивной энергии переменного тока,
статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02
УСПД типа СИКОН С70
УСПД типа СИКОН С10
Методика поверки МП 206.1-077-2016
Паспорт-формуляр АУВП.411711.СМС.029.01.ПС-ФО
1
2
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-077-2016 «АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» с
использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго».
Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2016 г.
Основные средства 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»;
-
средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов
напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
-
средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом ИЛГШ.411151.124 РЭ1
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счётчики активной и
реактивной энергииэлектрическойэнергиипеременноготока,статические,
многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1»
-
для УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные
Сикон С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2005 г.;
Лист № 12
Всего листов 13
-
для УСПД СИКОН С10 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные
Сикон С10. Методика поверки ВЛСТ 180.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2003 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы GlobalPositioningSystem(GPS),регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде № 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 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС
КУЭ подстанций ПАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго". Свидетельство об аттестации методики
(методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/156-2016 от 29.08.2016
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "МРСК Сибири -
"Алтайэнерго"
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия»
ГОСТ34.601-90«Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения»
Изготовитель
Публичноеакционерноеобщество«ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной
энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5A
Телефон/Факс: +7 (495) 710-93-33/(495) 710-96-55
E-mail:
Web-сайт:
Заявитель
Обществосограниченнойответственностью«Инженерныйцентр
«ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)
ИНН 7733157421
Юридический адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Телефон/Факс: +7 (495) 620-08-38/(495) 620-08-48
Лист № 13
Всего листов 13
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (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.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 32573-06 | Системы автоматизированные коммерческого учета энергоресурсов АСКУЭ САО "АКВО" | Нет данных | ЗАО "АКВО", г.Москва | 2 года | Перейти |
| 61090-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Силикатная" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Самарской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 75491-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Металекс" | Нет данных | ООО "ЕЭС-Гарант", Московская обл. | 4 года | Перейти |
| 55971-13 | Система измерительная автоматизированного управления технологическими процессами энергоблока №7 ОАО "Назаровская ГРЭС" (АИСУ ТП энергоблока №7 ОАО "Назаровская ГРЭС") | Нет данных | ЗАО "Хоневелл", г.Москва | 2 года | Перейти |
| 21111-01 | Система коммерческого учета электрической энергии автоматизированная | АСКУЭ Альфа ТОК-С | Мичуринское управление ОАО "Магистральные нефтепроводы "Дружба", г.Мичуринск | 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