| Номер в госреестре | 61128-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Обозерская" |
| Изготовитель | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Обозерская» (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 «Обозерская» ОАО «ФСК ЕЭС».
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую 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) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту
- ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту -Сч или 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, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера ОАО «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 проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков 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.
Лист № 2 Всего листов 11
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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - 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, организованному на базе Единой Цифровой Сети Связи Электроэнергетики (ЕЦССЭ).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) 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 «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада происходит автоматическая репликация данных по сетям ЕЦССЭ.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). 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 ± 1с 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 мин., коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - 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.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) | |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.1.0 | |
| Цифровой идентификатор ПО | B45A806C89B31900EBC38F9 62EC67813 | DEB05041E40F7EA8AA50568 3D781295F |
| Другие идентификационные данные | DataServer | DataServer_U SPD |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
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.
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИК | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 110 кВ Обозерская - Емецк с отпайкой на ПС Усть-Мехреньга (ВЛ 110 кВ Обозерская -Емецк) | ТВ 110-1 кл.т 10,0 Ктт = 600/5 Зав. № 8697-А; 8697-В; 8697-С Г осреестр № 3189-72 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 988634; 988677; 988702 Госреестр № 14205-94 | А1802КАЕ0-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272250 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ВЛ 110 кВ Обозерская -Кодино с отпайкой на ПС Швакино (ВЛ 110 кВ Кодино) | ТВ 110-1 кл.т 10,0 Ктт = 600/5 Зав. № 8696-А; 8696-В; 8696-С Госреестр № 3189-72 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 988829; 988846; 988832 Госреестр № 14205-94 | А1802ЯЛЬ0-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272213 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10 |
| 3 | ОМВ 110 кВ | ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 4264; 4576; 4578 Госреестр № 16023-97 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 988829; 988846; 988832 Госреестр № 14205-94 | А1802ЯЛЬ0-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272191 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 4 | ВЛ 35 кВ Обозерская - КЭЧ I цепь (ВЛ 35 кВ КЭЧ-1) | ТВ кл.т 10,0 Ктт = 200/5 Зав. № 390-А; 390-В; 390-С Госреестр № 19720-00 | 3НОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1201442; 1201287; 1103178 Госреестр № 912-70 | А1802ЯЛЬ0-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272192 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 5 | ВЛ 35 кВ Обозерская - КЭЧ II цепь (ВЛ 35 кВ КЭЧ-2) | ТВ кл.т 10,0 Ктт = 200/5 Зав. № 5769-А; 5769-В; 5769-С Госреестр № 19720-00 | 3НОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1157999; 1174203; 1382938 Госреестр № 912-70 | А1802ЯЛЬ0-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272274 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 6 | ВЛ 10 кВ АБЗ (ВЛ-10-153-16) | ТПЛ-10 У3 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 379; 268 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3266 Госреестр № 831-69 | А1802ЯЛЬ0-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272206 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 7 | ВЛ 10 кВ ЛПХ (ВЛ-10-153-01) | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 52857 Госреестр № 1856-63 ТЛМ 10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 0857 Госреестр № 2473-00 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3266 Госреестр № 831-69 | А1802ЯЛЬ0-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272369 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 8 | ВЛ 10 кВ СЖД-1 (ВЛ-10-153-02) | ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 098910; 36567 Г осреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3266 Госреестр № 831-69 | M802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272205 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 9 | ВЛ 10 кВ Завод-1 (ВЛ-10-153-06) | ТПЛ-10-М-У2 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 5313; 5339;5319 Госреестр № 22192-01 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3266 Госреестр № 831-69 | M802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272246 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 10 | ВЛ-10-153-09 (ВЛ 10 кВ Посёлок) | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 2915 Госреестр № 1276-59 ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 77851 Госреестр № 2363-68 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7587 Госреестр № 11094-87 | M802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272364 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 11 | ВЛ-10-153-11 (ВЛ 10 кВ Щукозерье) | ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 7270; 1079 Госреестр № 1276-59 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7587 Госреестр № 11094-87 | M802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272386 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 12 | ВЛ-10-153-14 (ВЛ 10 кВ Самодед) | ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 4944; 10257 Госреестр № 1276-59 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7587 Госреестр № 11094-87 | M802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272198 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 13 | ВЛ 10 кВ СЖД-2 (ВЛ-10-153-15) | ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 05966; 07002 Госреестр № 2363-68 | НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7587 Госреестр № 11094-87 | M802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272190 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 14 | КЛ 0,4 кВ Мегафон-1 | - | - | А1820RL-P4GB- DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01280749 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 15 | КЛ 0,4 кВ Мегафон-2 | - | - | А1820RL-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01281829 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 16 | ВЛ 110 кВ Обозерская - Тяговая 1 цепь (ВЛ 110кВ Тяговая-1) | ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 4259; 4263; 4260 Госреестр № 16023-97 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 988829; 988846; 988832 Госреестр № 14205-94 | А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272178 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
| 17 | ВЛ 110 кВ Обозерская - Тяговая 2 цепь (ВЛ 110кВ Тяговая-2) | ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 4258; 4574; 4267 Госреестр № 16023-97 | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 988634; 988677; 988702 Госреестр № 14205-94 | А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272247 Госреестр № 31857-11 | RTU-325T зав. № 008228 Г осреестр № 44626-10 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I5 %£I изм<1 20 % | 21 О % IA IsT1 з 2 А 0 о ''ч ©х | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1, 2, 4, 5, (Сч. 0,2S; ТТ 10,0; ТН 0,5) | 1,0 | - | - | ±11,0 |
| 0,9 | - | - | ±14,4 | |
| 0,8 | - | - | ±18,1 | |
| 0,7 | - | - | ±22,4 | |
| 0,5 | - | - | ±35,0 | |
| 3, 6 - 13, 16, 17 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1,0 | ±0,6 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 0,9 | ±0,6 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 14, 15, (Сч. 0,2S) | 0,8 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,6 |
| 0,7 | ±0,7 | ±0,7 | ±0,7 | |
| 0,5 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 | |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I '-Л % 1Л нн и з 2 л нн 2 О % ©х | I20 %£1изм<1100% | I100 “/о^изм^ШУо | ||
| 0,9 | - | - | ±39,6 | |
| 1, 2, 4, 5, | 0,8 | - | - | ±25,6 |
| (Сч. 0,5; ТТ 10; ТН 0,5) | 0,7 | - | - | ±18,8 |
| 0,5 | - | - | ±11,1 | |
| 0,9 | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 | |
| 3, 6 - 13, 16, 17 | 0,8 | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 |
| (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,5 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,9 | ±1,7 | ±1,0 | ±0,9 | |
| 14, 15, | 0,8 | ±1,5 | ±1,0 | ±0,9 |
| (Сч. 0,5) | 0,7 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,5 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^^ до 1,01 ^н;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-1н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков
- 20 °С; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
3 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-ин1 до 1,1-ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01Тн1 до 1,2Тн1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9-ин2 до 1,1 -ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Тн2 до 1,2Тн2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 65 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
5 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;
- счетчики электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 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;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
- 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;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа 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;
Лист № 9 Всего листов 11
- 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.
наносится на титульном листе паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Трансформатор тока | ТВ 110-1 | 6 |
| 2 Трансформатор тока | ТФМ-110 | 9 |
| 3 Трансформаторы тока встроенные | ТВ | 6 |
| 4 Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10У3 | 6 |
| 5 Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 1 |
| 6 Трансформатор тока | ТПЛ-10-М-У2 | 3 |
| 7 Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 1 |
| 8 Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 3 |
| 9 Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 |
| 10 Трансформатор напряжения | 3НОМ-35-65 | 6 |
| 11 Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| 12 Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| 13 Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | А1802RALQ-P4GB -DW-4 | 15 |
| 14 Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | А1820RL-P4GB-DW-4 | 2 |
| 15 Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | RTU-325T | 1 |
| 16 Методика поверки | МП РТ 3014/500-2015 | 1 |
| 17 Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.019.06.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу МП РТ 3014/500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Обозерская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва»
06.05.2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа Л1800» - по методике поверки МП-22030042-2006 утверждённой «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- для УСПД RTU-325T - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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 - по МИ 3000-2006.
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Обозерская».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/220-2014 от
08.12.2014 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Обозерская»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
