| Номер в госреестре | 67027-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Акбулакская |
| Изготовитель | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Акбулакская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - 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 Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «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 измерительным линиям связи поступают на выходы 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.
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 состояния 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) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД 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. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 110 кВ Акбулакская ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически с помощью приемника точного времени, принимающего сигналы точного времени от навигационной спутниковой системы GPS, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и приемника точного времени на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»). СПО ИВК 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 ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
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.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
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 Яйсан | ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 8727; 8373; 8871 Г осреестр № 2793-71 | НАМИ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 11484; 11486; 11487 Госреестр № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811102910 Госреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 2 | ВЛ-110 кВ Пугачёвская-Соль-Илецкая с отпайками | ТФЗМ 110Б-1 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 62429; 62441; 62430 Госреестр № 26420-04 | НКФ-110-II У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4581; 4568; 4565 Госреестр № 26452-04 | EPQS 122.21.18.LL кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 588196 Госреестр № 25971-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 3 | ВЛ-110 кВ Маякская-Соль-Илецкая с отпайками | ТФЗМ 110Б-1 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 62438; 62443; 62440 Госреестр № 26420-04 | НКФ-110-II У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4577; 4582; 4584 Госреестр № 26452-04 | EPQS 122.21.18.LL кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 588227 Госреестр № 25971-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 4 | ВЛ 35 кВ Шаповаловская | ТОЛ-35 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 648; 649; 640 Госреестр № 21256-07 | НАМИ-35 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 4758 Госреестр № 19813-00 | EPQS 122.21.18.LL кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 588258 Госреестр № 25971-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ВЛ 35 кВ Сагарчин | ТОЛ-35 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 647; 641 Госреестр № 21256-07 | НАМИ-35 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 9682 Госреестр № 19813-00 | EPQS 122.21.18.LL кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 588225 Госреестр № 25971-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 6 | ВЛ 35 кВ Карасай | ТФНД-35М кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 2200; 2482; 2198 Госреестр № 3689-73 | НАМИ-35 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 9682 Госреестр № 19813-00 | EPQS 122.21.18.LL кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 588199 Госреестр № 25971-06 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 7 | КЛ 10 кВ Ретранслятор (ф.АК-14) | ТЛК-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 5029; 5082 Госреестр № 9143-83 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 10719; 7786; 6636 Госреестр № 3344-04 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761616 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 8 | КЛ 10 кВ К-з Рассвет (ф.АК-11) | ТВЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 370; 438 Госреестр № 1856-63 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 10719; 7786; 6636 Госреестр № 3344-04 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761607 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 9 | КЛ 10 кВ Р.Центр (ф.АК-1) | ТВК-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 10957; 10150 Госреестр № 8913-82 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 10719; 7786; 6636 Госреестр № 3344-04 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761617 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 10 | КЛ 10 кВ К-з Ленина (ф.АК-3) | ТЛК-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 2802 Г осреестр № 9143-83 ТВЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 358 Госреестр № 1856-63 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 10719; 7786; 6636 Госреестр № 3344-04 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761604 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ- 3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 11 | КЛ 10 кВ Р.Центр (ф.АК-2) | ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 10954; 10924 Госреестр № 7069-02 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 10719; 7786; 6636 Госреестр № 3344-04 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761613 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ- 3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 12 | КЛ 10 кВ Ж/Д (ф.АК-5) | ТВЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 1027; 990 Госреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2709 Госреестр № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108070667 Госреестр № 27524-04 | ЭКОМ- 3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 13 | КЛ 10 кВ с.Покровка (ф.АК-6) | ТВЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 382; 362 Госреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2709 Госреестр № 20186-05 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761606 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ- 3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 14 | КЛ 10 кВ Ново-Павловка (ф.АК-4) | ТВЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 530; 517 Госреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2709 Госреестр № 20186-05 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761066 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ- 3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 15 | КЛ 10 кВ П/Я Ю.К. (ф.АК-7) | ТВЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 422; 454 Госреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2709 Госреестр № 20186-05 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761603 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ- 3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 16 | КЛ 10 кВ с-з Акбулакский (ф.АК-8) | ТВЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 616; 667 Г осреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2709 Госреестр № 20186-05 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761605 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 17 | КЛ 10 кВ Р.Центр (ф.АК-13) | ТОЛ-10 УТ2 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 40816; 50477 Госреестр № 6009-77 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2709 Госреестр № 20186-05 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761615 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 18 | КЛ 10 кВ АО Васильевка | ТВЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 1010; 1058 Госреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2709 Госреестр № 20186-05 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761067 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 19 | КЛ 10 кВ Р.Центр (ф.АК-12) | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 35065; 32807 Госреестр № 1856-63 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 10719; 7786; 6636 Госреестр № 3344-04 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761621 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| 20 | КЛ 10 кВ Райцентр (ф.АК-15) | ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 1579; 2654 Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2709 Госреестр № 20186-05 | ZMD402CT41.0457.c3 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50761622 Госреестр № 53319-13 | ЭКОМ-3000 зав. № 12103053 Госреестр № 17049-09 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %■, | 5100 %■, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,6 | ±1,2 | |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | |
| 0,5 | - | ±5,4 | ±2,8 | ±2,0 | |
| 2, 3 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 | |
| 4, 5 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,8 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,7 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,1 | ±2,1 | |
| 6 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 | |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 | |
| 7 - 20 (Счетчик 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 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (S), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| S1(2)%, | S5 %, | S20 %■, | S100 %■, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,5 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,9 | |
| 0,5 | - | ±2,9 | ±1,9 | ±1,6 | |
| 2, 3 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,2 | ±4,2 |
| 0,8 | ±5,2 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,7 | |
| 0,7 | ±4,6 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,5 | |
| 0,5 | ±4,0 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 4, 5 (Счетчик 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±4,3 | ±4,0 | ±3,7 | ±3,7 |
| 0,8 | ±3,9 | ±3,7 | ±3,5 | ±3,5 | |
| 0,7 | ±3,7 | ±3,6 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 0,5 | ±3,6 | ±3,5 | ±3,3 | ±3,3 | |
| 6 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±7,3 | ±4,8 | ±4,2 |
| 0,8 | - | ±5,5 | ±4,0 | ±3,7 | |
| 0,7 | - | ±4,8 | ±3,7 | ±3,5 | |
| 0,5 | - | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 | |
| 7 - 11, 13 - 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,6 | ±3,8 | ±3,0 |
| 0,8 | - | ±4,6 | ±2,8 | ±2,3 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | - | ±3,0 | ±2,0 | ±1,7 | |
| 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±1,9 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,6 | ±1,4 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин
- диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2•Iн;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- частота - (50±0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/Цн1 до 1,1^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,2^н1;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8^н2 до 1,15 ^ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^н2 до 2^н2;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 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 EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- счетчики электроэнергии ZMD - среднее время наработки до отказа 220000 часов;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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;
- 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;
- 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 титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФНД-110М | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-[ | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 | 5 |
| Трансформатор тока | ТФНД-35М | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВЛ-10 | 15 |
| Трансформатор тока | ТВК-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 УТ2 | 2 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-II У1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS 122.21.18.LL | 5 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ZMD402CT41.0457.c3 | 13 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4142-500-2017 | 1 |
| Паспорт - формуляр | П1100484 - АУВП.411711.ФСК.035.12ПФ | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-4142-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Акбулакская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 19.01.2017 г. Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. 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 EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
- для счетчиков электроэнергии ZMD - по документу MP000030110 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2013 г.;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»
04 декабря 2007 г.;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер 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
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер 39937-08;
- термогигрометр CENTER (мод. 314), регистрационный номер 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе: «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Акбулакская».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Акбулакская
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
