Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Латная Нет данных, ГРСИ 66735-17
Номер госреестра:
66735-17
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Латная
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.№ 002
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 65249
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Латная
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Латная (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного
управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Латная 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), коммутационное оборудование, в состав которого
входят шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, технические средства приема-передачи данных,
каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
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 измерительным линиям связи поступают на
выходы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений
активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются
приращения электроэнергии за интервал времени 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.
Лист № 2
Всего листов 11
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) 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. 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 автоматизированно формирует файл
отчета с результатами измерений, в формате ХМL, и автоматизированно передает его в
программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает
автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога
±
1 с происходит
коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -
сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение,
превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз
в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД
более чем на ±2 с.
Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
Автоматизированная информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучета
электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
«Метроскоп»). СПО ИВК 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.
ИдентификационныеданныеСПОИВКАИИСКУЭЕНЭС«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
Лист № 3
Всего листов 11
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
TK16L.31
зав. №
00039-201-
797-824
Госреестр
№ 36643-07
Госреестр
№ 3190-72
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 980330;
№ 25971-06
TK16L.31
зав. №
00039-201-
797-824
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
Диспетчерское
Состав 1-го и 2-го уровней ИК
наименование точки ТрансформаторТрансформаторИВКЭ
учётатока напряжения
энергии
(УСПД)
123456
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
ТВ-110/50Зав. № 980278;
кл.т 0,5980334EPQS 111.21.18.LL
ПС 220/110/35/10 кВКтт = 1000/1 Госреестр кл.т 0,2S/0,5
1 Латная, ОРУ-110 кВ,Зав. № 748-А;№ trial-94Зав. № 461194
СШ 110 кВ, ВЛ-110-7 748-В; 748-С НКФ110-83У1 Госреестр
Госреестркл.т 0,5№ trial-06
№ 3190-72 Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 30317
Госреестр
№ 1188-84
ТВ-110/50
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5EPQS 111.21.18.LL
ПС 220/110/35/10 кВКтт = 1000/1 кл.т 0,2S/0,5
2 Латная, ОРУ-110 кВ,Зав. № 750-А;Зав. № 460738
СШ 110 кВ, ВЛ-110-8750-В; 750-С
980324; 980295
Госреестр
Госреестр
Госреестр № 36643-07
№ 14205-94
Лист № 4
Всего листов 11
3
ПС 220/110/35/10 кВ
Латная, ОРУ-110 кВ,
СШ 110 кВ,
ВЛ-110-25
ТВ-110/50
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 1727-А;
1727-В; 1727-С
Госреестр
№ 3190-72
4
ПС 220/110/35/10 кВ
Латная, ОРУ-110 кВ,
СШ 110 кВ,
ВЛ-110-26
ТВ-110/50
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 1701-А;
1701-В; 1701-С
Госреестр
№ 3190-72
5
ПС 220/110/35/10 кВ
Латная, ОРУ-110 кВ,
СШ 110 кВ,
ВЛ-110-29
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 500/1
Зав. № 10911;
10912; 10910
Госреестр
№ 52261-12
6
ПС 220/110/35/10 кВ
Латная, ОРУ-110 кВ,
СШ 110 кВ,
ВЛ-110-30
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 500/1
Зав. № 10913;
10914; 10915
Госреестр
№ 52261-12
Продолжение таблицы 2
12
3
Ктн =
TK16L.31
зав. №
00039-201-
797-824
Госреестр
456
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 980278;
980334EPQS 111.21.18.LL
Госреестр кл.т 0,2S/0,5
№ 14205-94Зав. № 460739
НКФ110-83У1 Госреестр
кл.т 0,5№ 25971-06
№ 36643-07
Ктн =
Госреестр
Зав. № 460741
Госреестр
зав. №
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 30317
Госреестр
№ 1188-84
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5
EPQS 111.21.18.LL
TK16L.31
(110000/√3)/(100/√3)
кл.т
0,2
S
/0,5
00039-201-
Зав. № 980330;797-824
980324; 980295
№ 25971-06
Госреестр
№ 36643-07
Ктн =
TK16L.31
зав. №
00039-201-
797-824
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 980278;
980334EPQS 111.21.18.LL
Госреестр кл.т 0,2S/0,5
№ 14205-94Зав. № 460740
НКФ110-83У1 Госреестр
кл.т
0,5№ 25971-06
№ 36643-07
Ктн =
Зав. № 460742
Госреестр
№ 25971-06
зав. №
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 30317
Госреестр
№ 1188-84
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18.LL
TK1
6
L.31
(110000/√3)/(100/√3)
кл.т
0,2
S
/0,5
00039-201-
Зав. № 980330;797-824
980324; 980295 Госреестр
Госреестр№ 36643-07
№ 14205-94
Лист № 5
Всего листов 11
ТГФМ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 1000/1
Зав. № 10916;
10917; 10918
Госреестр
№ 52261-12
8
ПС 220/110/35/10 кВ
Латная, ОРУ-110 кВ,
СШ 110 кВ,
Ввод 110 кВ АТ-2
ТВ-110/50
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 804-А;
804-В; 804-С
Госреестр
№ 3190-72
9
ПС 220/110/35/10 кВ
Латная, ОРУ-110 кВ,
СШ 110 кВ,
Ввод 110 кВ АТ-3
ТВ-110/50
кл.т 0,5
Ктт = 1000/1
Зав. № 2433-А;
2433-В; 2433-С
Госреестр
№ 3190-72
Продолжение таблицы 2
12
3
ПС 220/110/35/10 кВ
7 Латная, ОРУ-110 кВ,
ОСШ 110 кВ, ОВ-110
Ктн =
TK16L.31
зав. №
00039-201-
797-824
Госреестр
456
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 980278;
980334EPQS 111.21.18.LL
Госреестр кл.т 0,2S/0,5
№ 14205-94Зав. № 460743
НКФ110-83У1 Госреестр
кл.т 0,5№ 25971-06
№ 36643-07
Ктн =
Госреестр
Зав. № 472406
Госреестр
зав. №
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 30317
Госреестр
№ 1188-84
НКФ-110-57 У1
кл.т
0,5
EPQS 111.21.18.LL
TK1
6
L.31
(110000/√3)/(100/√3)
кл.т
0,2
S
/0,5
00039-201-
Зав. № 980330;797-824
980324; 980295
№ 25971-06
Госреестр
№ 36643-07
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 30317
Госреестр
№ 1188-84
TK16L.31
зав. №
00039-201-
797-824
Госреестр
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 980278;
980334EPQS 111.21.18.LL
Госреестр кл.т 0,2S/0,5
№ 14205-94Зав. № 471328
НКФ110-83У1 Госреестр
кл.т 0,5№ 25971-06
№ 36643-07
Лист № 6
Всего листов 11
ТВ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 1000/1
Зав. № 52-А;
52-В; 52-С
Госреестр
№ 58640-14
11
ПС 220/110/35/10 кВ
Латная, КТП 10/0,4,
2 с.ш. 0,4 кВ,
ТСН №4 0,4 кВ
Продолжение таблицы 2
12
3
ПС 220/110/35/10 кВ
Латная, ОРУ-110 кВ,
10СШ 110 кВ,
ВЛ 110 кВ Латная-
Родина
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 30317
Госреестр
№ 1188-84
TK16L.31
зав. №
00039-201-
797-824
Госреестр
456
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 980278;
980334EPQS 113.23.27.LL
Госреестр кл.т 0,2S/0,5
№ 14205-94Зав. № 01603286
НКФ110-83У1 Госреестр
кл.т 0,5№ 25971-06
№ 36643-07
№ 36697-08
зав. №
00039-201-
797-824
СЭТ-4ТМ.03М.08
TK1
6
L.31
кл.т 0,2S/0,5
-Зав. № 0801120318
Госреестр
Госреестр
№ 36643-07
ПС 220/110/35/10 кВ
12 Латная, 2 сек 0,4 кВ,
ТСН-35-2
зав. №
00039-201-
797-824
Госреестр
СЭТ-4ТМ.03.08
TK1
6
L.31
кл.т 0,2S/0,5
-Зав. № 0104075152
Госреестр
№ 27524-04
№ 36643-07
ПС 220/110/35/10 кВ
13 Латная, 1 сек 0,4 кВ,
ТСН-35-3
Т-0,66 У3
кл.т 0,5
Ктт = 1500/5
Зав. № 29477;
29582; 72949
Госреестр
№ 15764-96
ТК-20
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 40002;
20008
Госреестр
№ 1407-60
ТШ-20
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 15002
Госреестр
№ 1407-60
ТК-20
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Зав. № 15073;
80063; 60063
Госреестр
№ 1407-60
№ 27524-04
зав. №
00039-201-
797-824
СЭТ-4ТМ.03.08
TK1
6
L.31
кл.т 0,2S/0,5
-Зав. № 0104075094
Госреестр
Госреестр
№ 36643-07
Лист № 7
Всего листов 11
Номер ИК
1 - 4, 8, 9
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
5 - 7, 10
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
11
(Счетчик 0,5; ТТ 0,5)
12, 13
(Счетчик 0,5; ТТ 0,5)
Номер ИКcosφ
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
,
при доверительной
вероятности, равной 0,95
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
123456
1 - 4, 8, 9
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
5 - 7, 10
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
11 - 13
(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5)
1,0-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
1,0 ±1,3
0,9 ±1,3
0,8 ±1,5
0,7 ±1,6
0,5 ±2,2
1,0-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
±1,9±1,2±1,0
±2,4±1,4±1,2
±2,9±1,7±1,4
±3,6±2,0±1,6
±5,5±3,0±2,3
±1,0±0,9±0,9
±1,1±1,0±1,0
±1,2±1,1±1,1
±1,3±1,2±1,2
±1,8±1,6±1,6
±1,8±1,0±0,8
±2,3±1,3±1,0
±2,8±1,5±1,1
±3,4±1,8±1,3
±5,3±2,7±1,9
cosφ
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении реактивной электрической энергии в
рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
,
при
доверительной вероятности, равной 0,95
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
0,9-±6,6±3,8±3,0
0,8-±4,6±2,8±2,3
0,7-±3,8±2,4±2,0
0,5-±3,0±2,0±1,7
0,9±3,0
0,8±2,4
0,7±2,2
0,5±2,0
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5 -
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5 -
±2,5±2,3±2,3
±2,2±1,9±1,9
±2,0±1,7±1,7
±1,9±1,6±1,6
±6,4±3,5±2,6
±4,5±2,6±2,0
±3,7±2,2±1,8
±2,9±1,8±1,6
±6,4±3,3±2,3
±4,4±2,3±1,7
±3,6±1,9±1,4
±2,7±1,5±1,2
Примечания:
1 Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
,
погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
Лист № 8
Всего листов 11
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙U
н
до 1,01∙U
н
;
-
диапазон силы тока - от 0,01∙ I
н
до 1,2∙I
н
;
-
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С;
счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10
до плюс 30 °С;
-
частота - (50
±
0,15) Гц.
4 Рабочие 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 0,01∙I
н1
до 1,2∙I
н1
;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8∙U
н2
до 1,15∙U
н2
; диапазон
силы вторичного тока - от 0,01∙I
н2
до 2∙I
н2
;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 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.
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;
-
счетчикиэлектроэнергииEPQS-среднеевремянаработкинаотказ
не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ
не менее 140000 часов;
-
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ
не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-
в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция шкалы времени.
Лист № 9
Всего листов 11
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;
-
паролинасервере,предусматривающиеразграничениеправдоступа
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
и на комплектующие средства измерений.
Наименование
Тип
9
EPQS 113.23.27.LL
1
СЭТ-4ТМ.03М.08
1
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
2
ТВ-110/50
ТГФМ-110
ТВ-110
Т-0,66 У3
ТК-20
ТШ-20
НКФ-110-57 У1
НКФ110-83У1
Кол-во,
шт.
3
18
9
3
3
5
1
5
1
EPQS 111.21.18.LL
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Лист № 10
Всего листов 11
23
СЭТ-4ТМ.03.082
Продолжение таблицы 4
1
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
Методика поверки
Паспорт - формуляр
TK16L.311
РТ-МП-4092-500-20161
АУВП.411711.ФСК.047.03.ПС-ФО1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4092-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ Латная. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.11.2016 г.
Основные средства 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 EPQS - по документу «Счетчики электрической
энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
-
длясчетчиковСЭТ-4ТМ.03М-всоответствиисметодикойповерки
ИЛГШ.411152.145РЭ1,являющейсяприложением круководству поэксплуатации
ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»
04 декабря 2007 г.;
-
длясчётчиковСЭТ-4ТМ.03 - пометодикеповеркиИЛГШ.411152.124РЭ1,
согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
-
для УСПД ТК16L - по документу «Устройство сбора и передачи данных ТК16L для
автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на
свидетельство о поверке.
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 ПС 220 кВ Латная». Свидетельство об аттестации
методики (методов) измерений № 2009/500-RA.RU.311703-2016 от 25.11.2016 г.
Лист № 11
Всего листов 11
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ Латная
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.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, 5А
Тел.: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Заявитель
Акционерное общество «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике»
(АО «АПБЭ»)
Адрес: 115201, г. Москва, Каширское шоссе, д 22, к 3
Тел.: +7 (495) 710-55-77
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 35484-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Хехцир" | Нет данных | ООО "Телекор-Т", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 56972-14 | Весы вагонные | ВВЭ | ЗАО "Измерительная техника", г.Пенза | 1 год | Перейти |
| 80948-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Тамбовская №4 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17, стр. 5, этаж 3 | 4 года | Перейти | |
| 57628-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Невинномысский Азот" | Нет данных | ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ), г.Краснодар | 4 года | Перейти |
| 54297-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Перевал" Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Бурятия | 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