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 Cтаврополь Нет данных, ГРСИ 67495-17
Номер госреестра:
67495-17
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Cтаврополь
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.№ 1843
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 66035
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Ставрополь
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Ставрополь (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 (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, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных
(ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» 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 архивов и сервер баз данных;
устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных
рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи
данных и специальное программное обеспечение (СПО) (Метроскоп).
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
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.
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 13
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 (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 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 сервере БД.
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формирует файл отчета с
результатами измерений в формате ХМL и 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. Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ, 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.
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
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии
ЕНЭС (Метроскоп) (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.
MD5
Значение
2
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Не ниже 1.00
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E
Таблица 1 - Идентификационные данные CПО
Идентификационные данные (признаки)
1
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора
Лист № 3
Всего листов 13
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4,
нормированы с учетом CПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 13
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, а также метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
Состав ИК АИИС КУЭ
№
ИК
Диспетчерское
наименование
точки учёта
Трансформатор тока
Трансформатор
напряжения
Счётчик статический
трёхфазный переменного
тока активной/реактивной
энергии
1
ВЛ 110 кВ
Ставрополь -
ВНИИОК (Л - 236)
А1R-4-АL-С29-Т+
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-02
активная
реактивная
2
ВЛ 110 кВ
Ставрополь -
Восточная (Л - 43)
ЕА02RАL-Р4В-4W
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
активная
реактивная
3
ЕА02RАL-Р4В-4W
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
активная
реактивная
4
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-02
активная
реактивная
5
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-02
RТU-325
Рег. №
37288-08
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Вид
УСПД
электроэнергии
1
2
3
4
5
67
ПС 330 кВ Ставрополь
ВЛ 110 кВ
Ставрополь -
Грачевская
(Л - 133)
ВЛ 110 кВ
Ставрополь -
Константиновская
(Л - 134)
ВЛ 110 кВ
Ставрополь -
Промкомплекс
(Л - 140)
ТГФМ-110 II*
класс точности 0,5S
Ктт=500/1
Рег. № 36672-08
ТФНД-110М
класс точности 0,5
Ктт=1000/1
Рег. № 64839-16
ТГФМ-110 II*
класс точности 0,5S
Ктт=500/1
Рег. № 36672-08
ТГФМ-110 II*
класс точности 0,5S
Ктт=500/1
Рег. № 36672-08
ТФНД-110М
класс точности 0,5
Ктт=1000/1
Рег. № 64839-16
НКФ-110-57
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
НКФ-110-57
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
НКФ-110-57
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
НКФ-110-57
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
НКФ-110-57
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Лист № 5
Всего листов 13
6
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-02
активная
реактивная
7
ВЛ 110 кВ
Ставрополь -
Северная (Л - 141)
ЕА02RАL-Р4В-4W
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 16666-97
активная
реактивная
8
ОМВ 110 кВ
ЕА02RАL-Р4В-4W
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 16666-07
активная
реактивная
9
ВЛ 10 кВ Ф - 160
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
активная
реактивная
10
ВЛ 10 кВ Ф - 161
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
активная
реактивная
11
ВЛ 10 кВ Ф - 162
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № trial-95
активная
реактивная
12
ВЛ 10 кВ Ф - 163
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
RТU-325
Рег.
№ 37288-08
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
1234567
ВЛ 110 кВ
Ставрополь -
Промышленная
(Л - 135)
ТГФМ-110 II*
класс точности 0,5S
Ктт=500/1
Рег. № 36672-08
ТФНД-110М
класс точности 0,5
Ктт=1000/1
Рег. № 64839-16
ТФНД-110М
класс точности 0,5
Ктт=1000/1
Рег. № 64839-16
ТВЛМ-10
класс точности 0,5
Ктт=400/5
Рег.№ 1856-63
ТВЛМ-10
класс точности 0,5
Ктт=400/5
Рег. № 1856-63
ТЛО-10
класс точности 0,5
Ктт=400/5
Рег. № 25433-08
ТВЛМ-10
класс точности 0,5
Ктт=600/5
Рег. № 1856-63
НКФ-110-57
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
НКФ-110-57
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
НКФ-110-57
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 16687-07
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 16687-07
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 16687-07
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 16687-07
Лист № 6
Всего листов 13
13
ВЛ 10 кВ Ф - 164
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
активная
реактивная
14
ВЛ 10 кВ Ф - 165
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
активная
реактивная
15
ВЛ 10 кВ Ф - 166
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
активная
реактивная
16
ВЛ 10 кВ Ф - 167
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
активная
реактивная
17
КЛ 10 кВ Ф - 168
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
активная
реактивная
18
ВЛ 10 кВ Ф - 170
А1R-4-АL-С29-Т+
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-02
активная
реактивная
19
Ф - 171 (ПГ ВЛ
110 кВ)
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
активная
реактивная
20
ВАТ - 103
(ввод 10 кВ АТ -
303 ПГ ВЛ 110 кВ)
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
RТU-325
Рег.
№ trial-08
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
1234567
ТЛО-10
класс точности 0,5
Ктт=400/5
Рег. № 25433-08
ТВЛМ-10
класс точности 0,5
Ктт=400/5
Рег. № 1856-63
ТВЛМ-10
класс точности 0,5
Ктт=400/5
Рег. № 1856-63
ТЛО-10
класс точности 0,5
Ктт=600/5
Рег. № 25433-08
ТВЛМ-10
класс точности 0,5
Ктт=400/5
Рег. № 1856-63
ТОЛ-10
класс точности 0,5
Ктт=400/5
Рег. № 7069-07
ТВЛМ-10
класс точности 0,5
Ктт=400/5
Рег. № 1856-63
ТЛО-10
класс точности 0,5S
Ктт=1500/5
Рег. № 25433-07
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег.№ 16687-07
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 16687-07
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 16687-07
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 16687-07
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 16687-07
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 16687-07
НАМИТ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 16687-07
НТМИ-10-66
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Рег. № 831-69
Лист № 7
Всего листов 13
НКФ-М-330А
класс точности 0,5
Ктн=330000/√3/100/√3
Рег. № 26454-08
А1R-4-АL-С29-Т
класс точности 0,2S/0,5
Рег. № 14555-95
RТU-325
Рег.
№ 37288-08
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
1234567
ВЛ 330 кВ
Ставропольская
21 ГРЭС -
Ставрополь
(Л - 330 - 17)
ТГФ-330 II
класс точности 0,2S
Ктт=1000/1
Рег. № 44699-10
ТГФ-330 II
класс точности 0,2S
Ктт=1000/1
Рег. № 44699-10
Лист № 8
Всего листов 13
Метрологические характеристики ИК
Основная относительная
погрешность ИК (±δ), %
Номер ИК
Диапазон значений
силы тока
1; 4; 6; 20
(ТТ 0,5S; TН 0,5;
Сч 0,2S)
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
3
(ТТ 0,5S; TН 0,5;
Сч 0,2S)
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
21
(ТТ 0,2S; TН 0,5;
Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
1
2
cos φ = cos φ = cos φ =
1,0 0,8 0,5
3 4 5
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации (±δ), %
cos φ = cos φ = cos φ =
1,0 0,8 0,5
6 7 8
1,82,54,81,92,64,8
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
1,11,63,01,21,73,0
0,91,22,21,01,42,3
0,91,22,21,01,42,3
1,82,85,41,92,95,5
1,11,62,91,21,73,0
2; 8
(ТТ 0,5; TН 0,5;
Сч 0,2S)
0,91,22,21,01,42,3
1,82,54,81,92,64,8
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
1,11,63,01,21,73,0
0,91,22,21,01,42,3
0,91,22,21,01,42,3
1,82,85,41,92,95,5
1,11,62,91,21,73,0
5; 7; 9 - 19
(ТТ 0,5; TН 0,5;
Сч 0,2S)
0,91,22,21,01,42,3
1,11,32,11,31,52,2
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,81,01,71,01,21,8
0,70,91,40,91,11,6
0,70,91,40,91,11,6
Основная относительная
погрешность ИК (±δ), %
Номер ИК
Диапазон значений
силы тока
1; 4; 6; 20
(ТТ 0,5S; TН 0,5;
Сч 0,5)
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
(sin φ =
(sin φ =
1
2
cos φ = 0,8
cos φ = 0,5
(sin φ = 0,6)
0,87)
34
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации (±δ), %
cos φ = 0,8
cos φ = 0,5
(sin φ = 0,6)
0,87)
5 6
4,12,54,52,9
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
2,51,62,71,8
1,81,22,01,4
1,81,21,91,4
Лист № 9
Всего листов 13
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
3
(ТТ 0,5S; TН 0,5;
Сч 0,5)
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
21
(ТТ 0,2S; TН 0,5;
Сч 0,5)
Продолжение таблицы 4
123456
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
4,4 2,7 4,6 3,0
2,4 1,5 2,8 2,0
2; 8
(ТТ 0,5; TН 0,5;
Сч 0,5)
1,91,22,31,7
4,02,44,22,7
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
2,61,82,92,2
1,91,22,31,7
1,91,22,31,7
4,42,64,52,7
2,41,52,51,6
5; 7; 9 - 19
(ТТ 0,5; TН 0,5;
Сч 0,5)
1,81,21,91,4
2,31,62,92,2
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
1,61,21,91,5
1,31,01,51,2
1,30,91,41,2
Примечания
1.Погрешность 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.
3.В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
4.Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001,
счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94; ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии
и ГОСТ 26035-83; ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
5.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными
в таблице 2.
от +21 до +25
Значение
2
21
от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ 26035-83
от +18 до +22
Лист № 10
Всего листов 13
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
120000
48
80000
48
100000
24
5
3,5
2
от -40 до +40
от -40 до +65
от -10 до +50
45000
1
Продолжение таблицы 5
1
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электрической энергии Альфа А1R:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности,ч,
не более
счетчики электрической энергии ЕвроАльфа:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности,с,
не более
УСПД RТU-325:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
счетчики электрической энергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, лет, не более
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее
ИВКЭ:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу, суток,
не менее
35
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-
резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет
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;
Лист № 11
Всего листов 13
-
испытательной коробки;
-
УСПД;
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчике;
-
пароль на УСПД;
-
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
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 6.
Кол-во, шт.
2
12
12
14
12
2
6
6
2
1
3
17
4
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформатор тока ТГФМ-110 II*
Трансформатор тока ТФНД-110М
Трансформатор тока ТВЛМ-10
Трансформатор тока ТЛО-10
Трансформатор тока ТОЛ-10
Трансформатор тока ТГФ-330 II
Трансформатор напряжения НКФ-110-57
Трансформатор напряжения НАМИТ-10
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66
Трансформатор напряжения НКФ-М-330А
Счётчики электроэнергии многофункциональные типа АЛЬФА
Счётчики электрической энергии многофункциональные
ЕвроАльфа
УСПД типа RТU-325
Методика поверки МП 206.1-058-2017
Паспорт-формуляр АУВП.411711.ФСК.064.10.ПС-ФО
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-058-2017 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Ставрополь.
Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.02.2017 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».
Лист № 12
Всего листов 13
-
средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
счетчиков АЛЬФА - в соответствии с документом «Многофункциональные
счётчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», утверждённому ВНИИМ
им. Д.И. Менделеева
-
счетчиков ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ Счётчики электрической
энергии многофункциональные ЕвроАальфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ
ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
-
для УСПД RТU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных
RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП» 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.
-
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 %; Рег. № 22129-09.
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 ПС 330 кВ Ставрополь». Свидетельство об аттестации
методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/003-2017 от 17.01.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 330 кВ Ставрополь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные
системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической
системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5A
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Web-сайт:
E-mail:
Лист № 13
Всего листов 13
Заявитель
Обществосограниченнойответственностью«Инженерныйцентр
«ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)
ИНН 7733157421
Адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Телефон: +7 (495) 620-08-38
Факс: +7 (495) 620-08-48
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
Web-сайт:
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.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 72668-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод имени В.А. Дегтярева" | Нет данных | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 18993-99 | Системы коммерческого учета энергоресурсов | Экотэл | ООО "Фирма РКК", г.Краснознаменск | 2 года | Перейти |
| 56327-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Владикавказ-500" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 67478-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Древлянка | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 37970-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Владимирские коммунальные системы" | Нет данных | ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия", г.Саров | 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