| Номер в госреестре | 63671-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ "Узловая" |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Узловая» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ представляют собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте в ПАК ОАО «АТС» и смежным организа-циям-участникам розничного рынка электрической энергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей и т. п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ.
1-ый уровень системы включает в себя информационно-измерительные комплексы (ИИК), состоящие из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности (КТ ) 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 и 1,0 по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) КТ = 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1802RAL-P4GB-DW-4, КТ = 0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и КТ = 0,5 для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.
2-ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), состоящий из устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325Т (№ ГР 44626-10), предназначенного для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электропотреблении и мощности с электросчетчиков, а также передачи накопленных данных по каналам связи на сервер АИИС КУЭ в ЦСОД МЭС Сибири. УСПД выполняет периодический опрос (30 минут) данных со счетчиков электроэнергии.
3-ий уровень системы - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК) состоит из серверов центра сбора и обработки информации (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Москва) и МЭС Сибири - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Красноярск). На серверах ЦСОД функционирует специализированное программное обеспечение (СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». На АРМ оператора ПС установлено прикладное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются по периоду основной частоты сигналов. Реактивная мощность вычисляется по средним за период основной частоты значениям полной и активной мощности.
УСПД по каналам связи считывает измеренные значения в цифровом виде со счетчиков электрической энергии и осуществляет их перевод в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Далее измеренные величины от УСПД передаются на уровень ИВК, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Коммуникационное оборудование и аппаратура связи АИИС КУЭ позволяют осуществлять санкционированный доступ и считывание результатов измерений и служебной информации со счетчиков электроэнергии через систему паролей.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени СОЕВ, которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК.
Структура прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ:
- ПО «Метроскоп» осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электроэнергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии;
- ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на АРМ оператора ПС, осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и данных журналов событий;
- ПО «Конфигуратор RTU-325T» - программа, необходимая для подключения к УСПД RTU-325T счетчиков электроэнергии.
ПО АИИС КУЭ обеспечивает:
- поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);
- функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);
- формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;
- поддержку системы обеспечения единого времени;
- решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование программного обеспечения | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Идентификационное наименование ПО | DataServer.exe + DataServer_USPD.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование программного обеспечения | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | Amrserver.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | 1907cf524865a1d0c0042f5eeaf4f866 |
| Идентификационное наименование ПО | Amrc.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | 95e1a46241f32666dd83bab69af844c0 |
| Идентификационное наименование ПО | Amra.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | 1d217646a8b3669edaebb47ba5bc410b |
| Идентификационное наименование ПО | Cdbora2.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | a2f6e 17ef251d05b6db50ebfb3d2931 a |
| Идентификационное наименование ПО | Encryptdll.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
| Идентификационное наименование ПО | Alphamess.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 высокий. Влияние ПО на метрологические характеристики измерения электрической энергии отсутствует.
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень и состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.
Метрологические характеристики ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблицах 3 и 4.
| № ИК | Наименование присоединения | Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ | Вид | |||
| Счетчик электроэнергии | Трансформатор тока (ТТ) | Трансформатор напряжения (ТН) | УСПД | электро энергии | ||
| 5 | В 1АТ/110 | А1802ЯЛЬд-Р4а B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВ-110/50, 3 ед.; Кт = 0,5; К = 1500/5; № ГР 3190-72 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100^3 № ГР 40089-08 | ||
| 6 | В 2АТ/110 | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВ-110/50, 3 ед.; Кт = 0,5; К = 1500/5; № ГР 3190-72 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 7 | ВЛ 110 кВ Железногорская ТЭЦ - Узловая I цепь (С-293) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВГ-110, 3 ед.; Кт = 0,5S; К = 600/5; № ГР 22440-07 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 8 | ВЛ 110 кВ Железногорская ТЭЦ - Узловая II цепь (С-294) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВГ-110, 3 ед.; Кт = 0,5S; К = 600/5; № ГР 22440-02 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 9 | ВЛ 110 кВ Узловая - Автоград I цепь (С-283) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; К = 1000/5; № ГР 3189-72 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 10 | ВЛ 110 кВ Узловая - Автоград II цепь (С-284) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; К = 1000/5; № ГР 3189-72 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | RTU-325T № ГР 44626-10 | Активная и реактивная электроэнергия |
| 11 | ВЛ 110 кВ Узловая - КТПБ Красноярской ТЭЦ-4 I цепь с отпайками (С-287) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; К = 500/5; № ГР 3189-72 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Кп=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 12 | ВЛ 110 кВ Узловая - КТПБ Красноярской ТЭЦ-4 II цепь с отпайками (С-288) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; К = 500/5; № ГР 3189-72 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Кп=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 13 | ВЛ 110 кВ Узловая - ГПП-4 I цепь (С-285) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; К = 500/5; № ГР 3189-72 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Кп=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 14 | ВЛ 110 кВ Узловая - ГПП-4 II цепь (С-286) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; К = 500/5; № ГР 3189-72 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Кп=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 15 | ВЛ 110 кВ Узловая - НПС Вознесенская I цепь (С-291) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | SB 0,8 ; 3 ед.; Кт=0,2; К = 150/5; №ГР 20951-01 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Кп=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| № ИК | Наименование присоединения | Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ | Вид электро энергии | |||
| Счетчик электроэнергии | Трансформатор тока (ТТ) | Трансформатор напряжения (ТН) | УСПД | |||
| 16 | ВЛ 110 кВ Узловая - НПС Вознесенская II цепь (С-292) | А1802ЯЛЬд-Р4а B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | SB 0,8 ; 3 ед.; КТ=0,2; ^ = 150/5; №ГР 20951-01 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Кп=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | RTU-325T № ГР 44626-10 | Активная и реактивная электроэнергия |
| 17 | ВЛ 110 кВ Узловая - Шумково 30 I цепь с отпайками (С-289) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВ 110-II, 3 ед.; Кт = 0,5; ^ = 1000/5; № ГР 3189-72 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Кп=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 18 | ВЛ 110 кВ Узловая - Г ород I цепь | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | SB 0,8 ; 3 ед.; ^=0,2S; ^ = 400/5; №ГР 20951-01 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Кп=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 19 | ВЛ 110 кВ Узловая - Г ород II цепь | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | SB 0,8 ; 3 ед.; ^=0,2S; ^ = 400/5; №ГР 20951-01 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Кп=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 20 | ВЛ 110 кВ Узловая - Шумко-во-0 II цепь с отпайками (С-290) | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | ТВ 110-II, 3 ед.; Кт = 0,5; ^ = 1000/5; № ГР 3189-72 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Кп=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
| 37 | ЗРУ-10 кВ яч. 9 Весна | А1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Кт=0,28/0,5; № ГР 31857-11 | ТОЛ-10-I, 3 ед.; Кт = 0,5S; ^ = 80/5; № ГР 15128-07 | VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
Таблица 3 - Пределы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии для рабочих условий измерений с использованием АИИС КУЭ_
| № ИК | Значение ^s ф | §1(2) %Р, % WPI2%<WP<W PI5% | §5 %Р, % Wpi5%<W P<WPI20% | §20 %Р, % W PI20%^WP<W PI100% | §100 %Р, % WPI100%<W P<WPI120% |
| 15, 16 | 1,0 | ±1,26 | ±0,95 | - | ±0,9 |
| 0,866 | ±1,48 | ±1,2 | - | ±1,05 | |
| 0,8 | ±1,58 | ±1,26 | - | ±1,1 | |
| 0,5 | ±2,39 | ±1,77 | - | ±1,57 | |
| 18, 19 | 1,0 | ±1,26 | ±0,95 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,866 | ±1,48 | ±1,2 | ±1,05 | ±1,14 | |
| 0,8 | ±1,58 | ±1,26 | ±1,1 | ±1,19 | |
| 0,5 | ±2,39 | ±1,77 | ±1,57 | ±1,63 | |
| 5, 6, 17, 20 | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | - | ±1,03 |
| 0,866 | ±2,58 | ±1,61 | - | ±1,27 | |
| 0,8 | ±2,94 | ±1,77 | - | ±1,39 | |
| 0,5 | ±5,45 | ±3,03 | - | ±2,27 | |
| 7, 8, 37 | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,03 | ±1,03 |
| 0,866 | ±2,58 | ±1,61 | ±1,27 | ±1,35 | |
| 0,8 | ±2,94 | ±1,77 | ±1,39 | ±1,46 | |
| 0,5 | ±5,45 | ±3,03 | ±2,27 | ±2,31 |
| № ИК | Значение соб ф | §1(2) %Р, % WPI2%<WP<W PI5% | §5 %Р, % Wpi5%<W P<WPI20% | §20 %Р, % W PI20%^WP<W PI100% | §100 'Ж % WPI100%^W P<WPI120% |
| 9, 10, 11, 12, 13, 14 | 1,0 | ±3,43 | ±1,87 | - | ±1,4 |
| 0,866 | ±4,81 | ±2,58 | - | ±1,86 | |
| 0,8 | ±5,54 | ±2,94 | - | ±2,09 | |
| 0,5 | ±6,41 | ±5,45 | - | ±3,78 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии для рабочих условий измерений с использованием АИИС КУЭ_
| № ИК | sin ф /соб ф | §2%Q, % W QI2%<W Q<W QI5% | §5 %Q, % W QI5%<W Q<W QI20% | §20 0/с^ % W QI20%^W Q<W QI100% | §100 %q, % W QI00%^W Q<W QI120% |
| 15, 16 | 0,5/0,866 | ±2,09 | ±1,9 | - | ±1,64 |
| 0,6/0,8 | ±2,16 | ±1,93 | - | ±1,67 | |
| 0,866/0,5 | ±2,81 | ±2,3 | - | ±2,01 | |
| 18, 19 | 0,5/0,866 | ±2,09 | ±1,9 | ±1,64 | ±1,64 |
| 0,6/0,8 | ±2,16 | ±1,93 | ±1,67 | ±1,67 | |
| 0,866/0,5 | ±2,81 | ±2,3 | ±2,01 | ±2,01 | |
| 5, 6, 17, 20 | 0,5/0,866 | ±2,97 | ±2,18 | - | ±1,87 |
| 0,6/0,8 | ±3,29 | ±2,3 | - | ±1,9 | |
| 0,866/0,5 | ±5,65 | ±3,36 | - | ±5,65 | |
| 7, 8, 37 | 0,5/0,866 | ±2,97 | ±2,18 | ±1,99 | ±1,79 |
| 0,6/0,8 | ±3,29 | ±2,3 | ±2,07 | ±1,87 | |
| 0,866/0,5 | ±5,65 | ±3,36 | ±2,74 | ±2,59 | |
| 9, 10, 11, 12, 13, 14 | 0,5/0,866 | ±5,03 | ±2,97 | - | ±2,24 |
| 0,6/0,8 | ±5,74 | ±3,29 | - | ±2,44 | |
| 0,866/0,5 | ±6,16 | ±5,65 | - | ±3,99 |
где 5 [%] - доверительная граница допускаемой относительной погрешности измерений при
значении тока в сети, равном 2% (52%p,52%q), 5% (55%p,55%q) и 20% (520%p,520%q) относительно IНОМ,’;
- значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за часовой интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WPi2%, Wqi2%), 5% (WPi5%,
WQI5%X 20% (Wp^O0^ WQI20%) и 120% (Wpim0^ WQI120%)-
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения приращения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности за 30 минут.
2 Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния ПО.
3 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С от минус 45 до +40
- температура окружающего воздуха для счетчиков , °С от минус 40 до +65
- сила тока, % от номинального (1НОМ) от 1мин до 120
- напряжение, % от номинального (UHOM) от 85 до 110
- коэффициент мощности (соб ф) 0,5инд - 1 - 0,8 емк.
- частота питающей сети, Гц от 47,5 до 52,5
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками того же класса точности, типы которых утверждены. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6 Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии Альфа А1802RALQ-P4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 час;
- УСПД RTU-325T - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 час;
- ТТ и ТН - среднее время наработки на отказ не менее Т = 300 000 час.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- Альфа А1802RALQ-P4GB-DW-4 - среднее время восстановления не более tB = 168 час;
- СОЕВ - среднее время восстановления не более tB = 168 час;
- УСПД RTU-325T - среднее время восстановления не более tB = 1 час;
- ТТ и ТН среднее время восстановления не более tB = 168 час.
7 Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного
доступа:
- клеммные соединения вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
8 Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
9 Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- на сервере (функция автоматизирована).
10 Глубина хранения информации:
- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Узловая»
| № п/п | Наименование | Обозначение | Кол-во |
| 1 | Трансформатор тока | ТВ-110/50 | 6 |
| 2 | Трансформатор тока | ТВГ-110 | 6 |
| 3 | Трансформатор тока | ТВ 110-1 | 18 |
| 4 | Трансформатор тока | SB 0,8 | 12 |
| 5 | Трансформатор тока | ТВ-110-II | 6 |
| 6 | Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 3 |
| 7 | Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| 8 | Трансформатор напряжения | VPU-123 УХЛ 1 | 6 |
| 9 | Счетчик учета электрической энергии | Альфа 1802RAL-P4GB-DW- 4 | 17 |
| 10 | УСПД | RTU-325T | 1 |
| 11 | УССВ | УСВ-2.01 | 1 |
| 12 | Программное обеспечение | СПО «Метроскоп» | 1 |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 | ||
| 13 | Паспорт-формуляр | 2200273.ЭСС.001.2013.ФО | 1 |
| 14 | Массив входных данных | 2200273.ЭСС.001.2013.В6 | 1 |
| 15 | Состав выходных данных | 2200273.ЭСС.001.2013.В8 | 1 |
| 16 | Технологическая инструкция | 2200273.ЭСС.001.2013.И2 | 1 |
| 17 | Руководство пользователя | 2200273.ЭСС.001.2013.И3 | 1 |
| 18 | Инструкция по формированию и ведению базы данных | 2200273.ЭСС.001.2013.И4 | 1 |
| 19 | Методика поверки | 18-18/007 МП | 1 |
осуществляется по документу 18-18/007 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Узловая». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Красноярский ЦСМ» 07.08.2015 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе «7 Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ «Тест-С.-Петербург» в декабре 2004 г.;
- переносной компьютер с ПО «MeterCat Альфа А1800», «Конфигуратор RTU-325T» и «АльфаЦЕНТР» AC_PE.
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно - измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Узловая». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 18.01.00291.010-2015 от 17.03.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Узловая»
1) ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2) ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3) ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4) ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
5) ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S».
6) ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии».
