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 Котельнич , ГРСИ 79480-20
Номер госреестра:
79480-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Котельнич
Обозначение типа:
Производитель:
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
140
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение № 34
к перечню типов средств
измерений, прилагаемому
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «2» ноября 2020 г. № 1789
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
trial электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Котельнич
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Котельнич (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюмногоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-
передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между
уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС
(регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД)
Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС) Урала,
устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места
(АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической
энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения
единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени
UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на
входы 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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
2
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической
сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с
помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой
сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД
выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной
информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в
сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных 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.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с
результатами измерений, в формате ХМL и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и
смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно-
цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ
«Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12),которое
обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с
национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами
сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе trial информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут
УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической
энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию
текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника
точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений
количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Идентификационные данные (признаки)
Значение
не ниже 1.0.0.4
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
автоматизированной информационно-измерительнойсистемыкоммерческогоучета
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)).
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической
энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений,
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.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Идентификационное наименование ПО
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные
(если имеются)
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
3
Метрологические и технические характеристики
УСПД
ИК
электрической
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
№
Наименование ИКТрансформаторТрансформатор
Счетчик
токанапряжения
энергии
123 4 5
6
кл.т. 0,5
Ктт = 600/5
кл.т. 0,5
ТН 220 кВ 2C
17049-04
Юбилейная с
отпайками (ВЛ 110 кВ
Юбилейная)
кл.т. 0,2SКтн =
ф. А, В, С
ВЛ 110 кВ Котельнич –
Шабалино с отпайкой
АТ2 на ПС Свеча (ВЛ
110 кВ Шабалино)
ТФЗМ 220Б-
НКФ-220-58 У1
ВЛ 220 кВ Котельнич –
I
I
IУ1
Ктн =EPQS
1Марадыково (ВЛ 220(220000/√3)/(100/√3)кл.т. 0,2S/0,5
кВ Марадыково)
р
е
г. № 3694
-
73
рег. № 14626-95 рег. № 25971-06
ф. А, В, С
ф. А,
В
, С
НКФ110-83У1
ТВ-ЭК исп. М3кл.т. 0,5
ВЛ 110 кВ Котельнич –кл.т. 0,2SКтн =EPQS
2Юрьево с отпайкамиКтт = 600/5(110000/√3)/(100/√3)кл.т. 0,2S/0,5
(ВЛ 110 кВ Юрьево) рег. № 56255-14 рег. № 1188-84 рег. № 25971-06
ф. А, В, СТН 110 кВ 2СШ
ф. А, В, С
НКФ110-83У1
ВЛ 110 кВ Котельнич –
Т
В
-ЭК исп. М3кл.т. 0,5
EPQS
3Ктт = 600/5(110000/√3)/(100/√3)кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 56255-14 рег. № 1188-84 рег. № 25971-06
ф. А, В, СТН 110 кВ 1СШ
ЭКОМ-3000
НКФ110-83У1
рег.№
ТВ-ЭК исп. М3кл.т. 0,5
кл.т. 0,2SКтн =EPQS
4Ктт = 600/5(110000/√3)/(100/√3)кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 56255-14 рег. № 1188-84 рег. № 25971-06
ф. А, В, СТН 110 кВ 1СШ
ф. А, В, С
НКФ110-83У1
ТВ-ЭК исп. М3кл.т. 0,5
ВЛ 110 кВ Котельнич –кл.т. 0,2SКтн =EPQS
5АцвежКтт = 600/5(110000/√3)/(100/√3)кл.т. 0,2S/0,5
(ВЛ 110 кВ Ацвеж) рег. № 56255-14 рег. № 1188-84 рег. № 25971-06
ф. А, В, СТН 110 кВ 2СШ
ф. А, В, С
НКФ110-83У1
ТВ-ЭК исп. М3кл.т. 0,5
ВЛ 110 кВ Котельнич –кл.т. 0,2SКтн =EPQS
6 Иготино (ВЛ 174) (ВЛКтт = 600/5(110000/√3)/(100/√3)кл.т. 0,2S/0,5
110 кВ Иготино) рег. № 56255-14 рег. № 1188-84 рег. № 25971-06
ф. А, В, СТН 110 кВ 2СШ
ф. А, В, С
4
ТЛО-10
ф. А, С
рег. № 831-69
кл.т. 0,5SEPQS
ТЛО-10
ф. А, С
Ктн = 10000/100
рег. № 76797-19
ТЛО-10
ф. А, С
Ктн = 10000/100
рег. № 76797-19
Продолжение таблицы 2
123456
НКФ110-83У1
ТВ-ЭК исп. М3кл.т. 0,5
ВЛ 110 кВ Котельнич –кл.т. 0,2SКтн =EPQS
7 Буреполом (ВЛ 175)Ктт = 600/5(110000/√3)/(100/√3)кл.т. 0,2S/0,5
(ВЛ 110 кВ Бурелом) рег. № 56255-14 рег. № 1188-84 рег. № 25971-06
ф. А, В, СТН 110 кВ 1СШ
ф. А, В, С
НКФ110-83У1
ТВ-ЭК исп. М3кл.т. 0,5
ВЛ 110 кВ Котельнич –кл.т. 0,2SКтн =EPQS
8УтинаяКтт = 600/5(110000/√3)/(100/√3)кл.т. 0,2S/0,5
(ВЛ 110 кВ Утиная) рег. № 56255-14 рег. № 1188-84 рег. № 25971-06
ф. А, В, СТН 110 кВ 2СШ
ф. А, В, С
НКФ110-83У1
кл.т. 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 1188-84
ТВ-ЭК исп. М3ТН 110 кВ 1СШ
кл.т. 0,2Sф. А, В, СEPQS
9ОВМ 110 кВКтт = 600/5кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 56255-14 НКФ110-83У1 рег. № 25971-06 ЭКОМ-3000
ф. А, В, С кл.т. 0,5 рег.№
Ктн =17049-04
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 1188-84
ТН 110 кВ 2СШ
ф. А, В, С
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
10 КВЛ 10 кВ фидер №1Ктт = 400/5
Ктн = 10000/100
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25433-11
ТН 10 кВ
2С
рег. № 25971-06
ф. А, В, С
НТМИ-10-66У3
кл.т. 0,5S
кл.т. 0,5
EPQS
11 КВЛ 10 кВ фидер №2Ктт = 300/5кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25433-11
ТН 10 кВ
1С
рег. № 25971-06
ф. А, В, С
НТМИ-10-66У3
кл.т. 0,5S
кл.т. 0,5
EPQS
12 КВЛ 10 кВ фидер №3Ктт = 400/5кл.т. 0,2S/0,5
рег. №
25433
-
11
ТН 10 кВ 1С
р
е
г. №
25971-06
ф. А, В, С
5
13
КВЛ 10 кВ фидер №4
ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
рег. № 25433-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
14
КВЛ 10 кВ фидер №6
ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
рег. № 25433-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
15
КВЛ 10 кВ фидер №7
ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 300/5
рег. № 25433-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
16
КВЛ 10 кВ фидер №8
ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
рег. № 25433-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
17
КВЛ 10 кВ фидер
№10
ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 300/5
рег. № 25433-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
18
КВЛ 10 кВ фидер
№11
ТЛМ-10
кл.т. 0,5
Ктт = 300/5
рег. № 2473-69
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
19
КВЛ 10 кВ фидер
№12
ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 300/5
рег. № 25433-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
20
КВЛ 10 кВ фидер
№13
ТЛО-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
рег. № 25433-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
Продолжение таблицы 2
1
2
3
5
6
ЭКОМ-3000
рег.№
17049-04
4
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
ТН 10 кВ 2С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
ТН 10 кВ 2С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
ТН 10 кВ 2С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66У3
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 76797-19
ТН 10 кВ 1С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66У3
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 76797-19
ТН 10 кВ 1С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66У3
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 76797-19
ТН 10 кВ 1С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66У3
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 76797-19
ТН 10 кВ 1С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
ТН 10 кВ 2С
ф. А, В, С
6
21
КВЛ 10 кВ фидер
№16
ТЛП-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 300/5
рег. № 30709-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
22
КВЛ 10 кВ фидер
№17
ТЛП-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
рег. № 30709-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
23
КВЛ 10 кВ фидер
№18
ТЛП-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
рег. № 30709-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
24
КВЛ 10 кВ фидер
№19
ТЛП-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
рег. № 30709-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
25
КВЛ 10 кВ фидер
№21
ТЛП-10
кл.т. 0,5S
Ктт = 300/5
рег. № 30709-11
ф. А, С
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
Продолжение таблицы 2
1
2
3
5
6
ЭКОМ-3000
рег.№
17049-04
4
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
ТН 10 кВ 2С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
ТН 10 кВ 2С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
ТН 10 кВ 2С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
ТН 10 кВ 2С
ф. А, В, С
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 831-69
ТН 10 кВ 2С
ф. А, В, С
Примечания
1Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец
АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических
характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке
с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно
с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, –
активная, реактивная.
7
1, 18
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН
0,5)
1,8
1,1
0,9
2,8
1,6
1,2
5,4
2,9
2,2
2 – 9
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,8
0,7
0,7
1,0
0,9
0,9
1,7
1,4
1,4
10 – 17, 19 – 25
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5S; ТН 0,5)
1,1
0,9
0,9
1,6
1,2
1,2
3,0
2,2
2,2
1, 18
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
2,5
1,5
1,2
2 – 9
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
1,6
1,3
1,3
1,1
1,0
1,0
10 – 17, 19 – 25
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5S; ТН 0,5)
2,5
1,9
1,9
1,5
1,2
1,2
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении активной электрической энергии в нормальных
Номер ИКcosφ
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
1(2)%
,
5 %
,
20 %
,
100 %
,
1
I
1(2)%
I
изм
< I
5 %
23
I
5 %
I
изм
<I
20 %
4
I
20 %
I
изм
<I
100%
5
I
100 %
I
изм
I
120%
6
1,0-
0,8-
0,5-
1,01,1
0,81,3
0,52,1
1,01,8
0,82,5
0,54,8
Номер ИКcosφ
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении реактивной электрической энергии в нормальных
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
2%
,
5 %
,
20 %
,
100 %
,
I
2%
I
изм
< I
5 %
0,8-
I
5 %
I
изм
<I
20 %
4,4
I
20 %
I
изм
<I
100%
2,4
I
100 %
I
изм
I
120%
1,9
0,5-
0,82,0
0,51,6
0,84,0
0,52,4
8
4,6
2,8
2,3
2,8
1,9
1,7
2,1
1,9
1,9
1,7
1,6
1,6
2,9
2,3
2,3
2,0
1,7
1,7
Продолжение таблицы 3
Номер ИКcosφ
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении активной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации (±δ), %, при доверительной вероятности,
равной 0,95
1
1(2)%
,
I
1(2)%
I
изм
< I
5 %
23
5 %
,
I
5 %
I
изм
<I
20 %
4
20 %
,
I
20 %
I
изм
<I
100%
5
100 %
,
I
100 %
I
изм
I
120%
6
1, 18
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН
0,5)
1,0-
1,9
1,2
1,0
0,8-
2,9
1,7
1,4
0,5-
5,5
3,0
2,3
2 – 9
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
1,01,3
1,0
0,9
0,9
0,81,5
1,2
1,1
1,1
0,52,2
1,8
1,6
1,6
10 – 17, 19 – 25
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5S; ТН 0,5)
1,01,9
1,2
1,0
1,0
0,82,6
1,7
1,4
1,4
0,54,8
3,0
2,3
2,3
Номер ИКcosφ
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении реактивной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации (±δ), %, при доверительной вероятности,
равной 0,95
2%
,
I
2%
I
изм
< I
5 %
5 %
,
I
5 %
I
изм
<I
20 %
20 %
,
I
20 %
I
изм
<I
100%
100 %
,
I
100 %
I
изм
I
120%
1, 18
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,8-
0,5-
2 – 9
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,82,4
0,52,0
10 – 17, 19 – 25
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5S; ТН 0,5)
0,84,2
0,52,7
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы
времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ,5
относительно шкалы времени UTC (SU), (±
с
Примечания
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности
1(2)%P
для cos
=1,0
нормируются от I
1%
, границы интервала допускаемой относительной погрешности
1(2)%P
и
2%Q
для cos
<1,0 нормируются от I
2%
.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и
средней мощности (получасовой).
9
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
от 99 до 101
- ток, % от I
ном
от 1(5) до 120
- коэффициент мощности 0,87
- частота, Гцот 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков электрической энергииот +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
от 90 до 110
- ток, % от I
ном
от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее 0,5
- частота, Гцот 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТНот -45 до +40
- для счетчиков от +10 до +30
- для УСПД от +10 до +30
- для сервера, УССВ от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии EPQS:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 72
УСПД ЭКОМ-3000:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее75000
радиосервер точного времени РСТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее55000
Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее 45
при отключенном питании, лет, не менее 3
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее3,5
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.
10
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии;
пароль на УСПД;
паролина сервере,предусматривающиеразграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
25 шт.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
ТФЗМ 220Б-IIIУ1
ТВ-ЭК исп. М3
ТЛО-10
ТЛМ-10
ТЛП-10
НКФ-220-58 У1
НКФ110-83У1
НТМИ-10-66
НТМИ-10-66У3
3 шт.
24 шт.
20 шт.
2 шт.
10 шт.
3 шт.
6 шт.
1 шт.
1 шт.
EPQS
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
Радиосервер точного времени
Методика поверки
Паспорт-формуляр
ЭКОМ-3000
РСТВ-01
РТ-МП-7417-500-2020
АУВП.411711.ФСК.018.140.ПС-ФО
1 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-7417-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
220 кВ Котельнич. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 07.07.2020 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества
электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08);
устройствосинхронизирующееМетроном-РТР(регистрационныйномерв
Федеральном информационном фонде 66731-17);
прибор комбинированный Testo 622 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13).
11
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, 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
учетаэлектроэнергииАИИСКУЭЕНЭСПС220кВКотельнич»,аттестованной
ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных
лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ Котельнич
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
Обществосограниченнойответственностью«Инженерныйцентр
«ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)
ИНН 7733157421
Адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17, стр. 5, этаж 3
Телефон: +7 (495) 620-08-38
Факс: +7 (495) 620-08-48
Web-cайт: www.ackye.ru
E-mail: eaudit@ackye.ru
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области»
(ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00
Web-cайт: www.rostest.ru
E-mail: info@rostest.ru
Регистрационный номер RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных лиц в области
обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 48723-11 | Система автоматизированная комплексного учета топливно-энергетических ресурсов Забайкальской железной дороги (АСКУ ТЭР Забайкальской ЖД) | Нет данных | ЗАО "Отраслевой центр внедрения новой техники и технологий", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 65175-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Куйбышевская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 32707-06 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Екатериновское ЛПУ ООО "Югтрансгаз" КС-26 | Нет данных | ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 55325-13 | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО" | Нет данных | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 78576-20 | Система измерений количества и параметров газа по объекту "Газопровод высокого давления от ГРС-2 г. Елабуга (Центральная) до ПАО "НКНХ", ОАО "ТАИФ-НК" | ООО НПП "ГКС", г.Казань | 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