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 500 кВ Пахра №509 Обозначение отсутствует, ГРСИ 82950-21
Номер госреестра:
82950-21
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Пахра №509
Обозначение типа:
Обозначение отсутствует
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:
214
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «27» сентября 2021 г. № 2115
Лист № 1
Регистрационный № 82950-21Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Пахра №509
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Пахра №509 (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, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата
(ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), 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).
Лист № 2
Всего листов 12
Первичные ток и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным 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 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
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.
Поокончанииопросасерверсбораавтоматическипроизводитобработку
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 сбора 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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение
заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в
формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
автоматизированной информационно-измерительнойсистемыкоммерческогоучета
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)).
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и
обеспечиваетобработку, организацию учетаи 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.
Лист № 3
Всего листов 12
Идентификационные данные (признаки)
Значение
не ниже 1.0.0.4
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
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.
Метрологические и технические характеристики
УСПД
1
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
TK16L
рег.№
36643-07
2
ВЛ 110 кВ Пахра -
Апаренки с
отпайками
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
3
ВЛ 110 кВ Видное -
Пахра
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
4
ВЛ 110 кВ
Расторгуево - Пахра
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
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
ТФЗМ 110Б-IIIНАМИ-110
У1 кл.т. 0,2
ВЛ 110 кВ Пахра -кл.т. 0,5Ктн =
Борисово с отпайками Ктт = 750/1 (110000/√3)/(100/√3)
рег. № 74035-19,рег. № 60353-15,
ф. А, В, С ТН 2СШ 1 сек
ТФНД-110
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
ф. А, С
ТФНД-110М II
кл.т. 0,5
кл.т. 0 2
TG 145
рег. № 15651-06,
ф. А, В, С
Ктн =
рег. № 65722-16,
НАМИ-110
,
УХЛ1
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-13,
Ктт = 750/1
ТН 1СШ 1 сек
рег. № 65722-16,
ф. В
НАМИ-110
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 750/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15,
ТН 2СШ 1 сек
TG 145
рег. № 15651-06,
ф. А, В, С
Ктн =
НАМИ-110 УХЛ1
к
л.т. 0
,
2S
кл.т. 0,2
Ктт = 750/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-13,
ТН 1СШ 1 сек
Лист № 4
Всего листов 12
5
КВЛ 110 кВ Пахра -
Тураево с отпайками
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
TK16L
рег.№
36643-07
6
ВЛ 110 кВ Пахра -
Сырово
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
7
КВЛ 110 кВ Пахра -
Грач
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
8
ВЛ 110 кВ Пахра -
Подольск I цепь
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
9
ВЛ 110 кВ Пахра -
Подольск II цепь с
отпайкой на ПС
Новоцементная
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 1
1
2
5
6
34
НКФ110-83У1
кл.т. 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 1188-84,
TG 145ТН 1СШ 2 сек,
кл.т. 0,2S ф. А, С
Ктт = 750/1
рег. № 15651-06,НКФ-110
ф. А, В, С кл.т. 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 26452-04,
ТН 1СШ 2 сек,
ф. В
ТФНД-110М-II
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
ф. А, В
ТФНД-110
кл.т. 0,5
кл.т. 0 2
рег. № 34096-07,
ф. А, В, С
кл.т. 0,2
Ктн =
рег. № 78368-20,
НАМИ-110
,
УХЛ1
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-13,
К
тт
=
750/1
ТН 1СШ 1 сек
рег. № 65722-16,
ф. С
ТГФ110-II*
НАМИ-110
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15,
ТН 2СШ 1 сек
ТФЗМ 110Б-IVНАМИ-110
У1 кл.т. 0,2
кл.т. 0,2Ктн =
Ктт = 750/1(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 74033-19, рег. № 60353-15,
ф. А, В, СТН 2СШ 1 сек
ТФЗМ 110Б-IVНАМИ-110
У1 кл.т. 0,2
кл.т. 0,2Ктн =
Ктт = 750/1(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 76956-19, рег. № 60353-15,
ф. А, В, СТН 2СШ 1 сек
Лист № 5
Всего листов 12
10
ВЛ 110 кВ Пахра -
Новодомодедово
I цепь
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
TK16L
рег.№
36643-07
11
ВЛ 110 кВ Пахра -
Новодомодедово II
цепь
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
12
ВЛ 110 кВ Пахра -
Яковлево
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
14
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 1
1
2
5
6
34
НКФ110-83У1
кл.т. 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 1188-84,
ТГФ-110
ТН 1СШ 2 сек,
кл.т. 0,2
ф. А, С
Ктт = 1500/1
рег. № 16635-97,
НКФ-110
ф
. А,
В
, С
кл.т. 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 26452-04,
ТН 1СШ 2 сек,
ф. В
ТФЗМ 110Б-IIIНАМИ-110
У1 кл.т. 0,2
кл.т. 0,5Ктн =
Ктт = 1500/1(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 76918-19, рег. № 60353-15,
ф. А, В, СТН 2СШ 2 сек
рег. № 64839-16,
ф. А, В, С
кл.т. 0,2
Ктн =
ТФНД-110М II
НАМИ-110
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15,
ТН 2СШ 2 сек
Санаторная
кл.т. 0,5Ктн =
ТФНД-110Б IIIНАМИ-110
ВЛ 110 кВ Барыбино -
У1 кл.т. 0,2
13Пахра с отп.на ПС
Ктт = 750/1(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 65722-16, рег. № 60353-15,
ф. А, В, СТН 2СШ 2 сек
НКФ110-83У1
кл.т. 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 1188-84,
TG 145
ТН 1СШ 2 сек,
ВЛ-110 кВ Тишково -кл.т. 0,2S
ф
. А, С
Пахра с отп.на ПСКтт = 750/1
Транспортнаярег. № 15651-06,
НКФ-110
ф
. А,
В
, С
кл.т. 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 26452-04,
ТН 1СШ 2 сек,
ф. В
Лист № 6
Всего листов 12
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
TK16L
рег.№
36643-07
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
17
ВЛ 110 кВ Пахра -
Садовая I цепь
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
18
ВЛ 110 кВ Пахра -
Садовая II цепь
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 1
12
5
6
15ОВВ 1 сек. 110 кВ
TG 145
Ктт = 750/1
34
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктн =
рег. № 24218-13,
16 ОВВ-110 кВ 2 секц.
ТГФМ-110
ф. А, В, С
ф. А, С
НКФ-110
TG 145N
рег. № 30489-09,
ф. А, В, С
Ктн =
ф. А
TG 145N
кл.т. 0,2S
НАМИ-110
рег. №
15651
-
06,
(110000/√3)/(100/√3)
ф.
А,
В, С
ТН 1СШ 1 сек
НКФ110-83У1
кл.т. 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 1188-84,
кл.т. 0,2S
ТН 1СШ 2 сек,
Ктт = 750/1
рег. № 52261-12,
кл.т. 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 26452-04,
ТН 1СШ 2 сек,
ф. В
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т. 0,2S
кл.т. 0,2
Ктт = 750/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-13,
ТН 1СШ 1 сек
TG 145
кл.т. 0,2S
Ктт = 750/1
рег. № 15651-06,
к
л
.
т. 0,2
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15,
Ктт = 750/1
ТН 2СШ 1 сек
рег. № 30489-09,
ф. В, С
Примечания
1 Допускается 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.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, –
активная, реактивная.
Лист № 7
Всего листов 12
Номер ИК
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 %
,
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, 2, 6, 7, 11 – 13
1,0-1,70,90,7
(Счетчик 0,2S;0,8-2,81,41,0
ТТ 0,5; ТН 0,2)
0,5-5,32,71,9
3, 4, 15, 17, 18
1,0 1,0 0,6 0,5 0,5
(Счетчик 0,2S; 0,8 1,1 0,8 0,6 0,6
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0
,
5 1
,
8 1
,
3 0
,
9 0,9
5, 14, 16
1,0 1,1 0,8 0,7 0,7
(Счетчик 0,2S; 0,8 1,3 1,0 0,9 0,9
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,5 2,1 1,7 1,4 1,4
8, 9
1,0-0,90,60,5
(Счетчик 0,2S;0,8-1,20,70,6
ТТ 0,2; ТН 0,2)
0,5-2,01,20,9
10
1,0-1,10,80,7
(Счетчик 0,2S;0,8-1,41,00,9
ТТ 0,2; ТН 0,5)
0,5-2,31,61,4
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении реактивной электрической энергии в нормальных
cosφ
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
2%
,
5 %
,
20 %
,
100 %
,
I
2%
I
изм
< I
5 %
I
5 %
I
изм
<I
20 %
I
20 %
I
изм
<I
100%
I
100 %
I
изм
I
120%
0,8-4,32,21,6
0,5-2,51,41,1
0,81,81,41,01,0
0,51,50,90,80,8
0,82,01,61,31,3
0,51,61,11,01,0
0,8-1,91,11,0
0,5-1,30,80,8
1, 2, 6, 7, 11 – 13
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,2)
3, 4, 15, 17, 18
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
5, 14, 16
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
8, 9
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2; ТН 0,2)
10
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2; ТН 0,5)
0,8-2,11,41,3
0,5-1,41,01,0
Лист № 8
Всего листов 12
Номер ИК
Продолжение таблицы 3
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении активной электрической энергии в рабочих
Н
ом
ер
ИКc
os
φ
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
1(2)%
,
5 %
,
20 %
,
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%
123
4 5 6
1,8 1,1 0,9
1, 2, 6, 7. 11 – 13
1,0-
(Счетчик 0,2S;0,8-
ТТ 0,5; ТН 0,2)
0,5-
3, 4, 15, 17, 18
1,0 1,2
(Счетчик 0,2S; 0,8 1,3
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0
,
5 1
,
9
5, 14, 16
1,0 1,3
(Счетчик 0,2S; 0,8 1,5
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,5 2,2
8, 9
1,0-
(Счетчик 0,2S;0,8-
ТТ 0,2; ТН 0,2)
0,5-
10
1,0-
(Счетчик 0,2S;0,8-
ТТ 0,2; ТН 0,5)
0,5-
2,81,61,2
5,32,82,0
0,80,70,7
1,00,90,9
1,41,11,1
1,00,90,9
1,21,11,1
1,81,61,6
1,10,80,7
1,40,90,9
2,11,31,1
1,21,00,9
1,51,11,1
2,41,71,6
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении реактивной электрической энергии в рабочих
cosφ
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
2%
,
5 %
,
20 %
,
100 %
,
I
2%
I
изм
< I
5 %
I
5 %
I
изм
<I
20 %
I
20 %
I
изм
<I
100%
I
100 %
I
изм
I
120%
0,8-4,52,62,1
0,5-2,81,81,6
0,82,21,91,61,6
0,51,91,51,41,4
0,82,42,11,91,9
0,52,01,71,61,6
1, 2, 6, 7, 11 – 13
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,2)
3, 4, 15, 17, 18
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
5, 14, 16
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
8, 9
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2; ТН 0,2)
0,8-2,31,71,6
0,5-1,81,51,4
Лист № 9
Всего листов 12
(Счетчик 0,5;
Продолжение таблицы 3
1 2 3 4 5 6
10
0,8 - 2,5 1,9 1,9
5
ТТ 0,2;
ТН 0
,
5)
0,5-1,91,61,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов
АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, 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).
от 99 до 101
от 1(5) до 120
0,87
от 49,85 до 50,15
от 90 до 110
от 1(5) до 120
0,5
от 49,6 до 50,4
120000
72
55000
55000
Значение
2
от +21 до +25
от -45 до +40
от +10 до +30
от +10 до +30
от +18 до +24
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
1
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной и реактивной энергии
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности, не менее
- частота, Гц
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
- для серверов, УССВ
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД TK16L:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
радиосервер точного времени РСТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
Лист № 10
Всего листов 12
Продолжение таблицы 3
12
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 менее45
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.
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,предусматривающие разграничение правдоступак
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 формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Лист № 11
Всего листов 12
Комплектность средства измерений
18 шт.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Обозначение
ТФЗМ 110Б-III У1
ТФНД-110
ТФНД-110
ТФНД-110М II
TG 145
ТФНД-110М-II
ТГФ110-II*
ТФЗМ 110Б-IV У1
ТГФ-110
ТФНД-110Б III У1
ТГФМ-110
TG 145N
НАМИ-110
НАМИ-110 УХЛ1
НКФ110-83У1
НКФ-110
Количество
6 шт.
3 шт.
3 шт.
4 шт.
16 шт.
2 шт.
3 шт.
6 шт.
3 шт.
3 шт.
3 шт.
5 шт.
6 шт.
3 шт.
2 шт.
1 шт.
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Альфа А1800
Устройство сбора и передачи данных
Радиосервер точного времени
Формуляр
TK16L
РСТВ-01
ТГСПБ.411711.001.Ц.006.214.ФО
1 шт.
1 шт.
1 экз.
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 500 кВ Пахра №509», аттестованной
ООО «ЭнерТест», уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311723 в Реестре
аккредитованных лиц.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 500 кВ Пахра №509
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
Лист № 12
Всего листов 12
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
Уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных
лиц
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 62997-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ПЭС Пригородного РЭС 3 | Нет данных | ОАО "Сетевая компания" филиал Приволжские электрические сети, г.Казань | 4 года | Перейти |
| 19575-03 | Комплексы технических средств для автоматизации контроля и учета электрической энергии и мощности "Энергомера" | Нет данных | ОАО "Концерн Энергомера", г.Ставрополь | 4 года | Перейти |
| 51599-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Правобережной ТЭЦ-5 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1" | Нет данных | ООО "ТелеСвязь", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 72470-18 | Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО "Охтин-Ойл" при ДНС-210 НГДУ "Ямашнефть" | Нет данных | ООО "ТРЭИ-КАМА", г.Набережные Челны | 1 год | Перейти |
| 40569-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) СПб ОАО "Красный Октябрь" | Нет данных | ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург | 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