| Номер в госреестре | 67495-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Cтаврополь |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК 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 ЕНЭС ПС 330 кВ Ставрополь (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя 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 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, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового-рынка электроэнергии (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (СПО) (Метроскоп).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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.
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 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 (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.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации 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 сервере БД.
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формирует файл отчета с результатами измерений в формате ХМЬ и передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «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 ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ 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 системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (СПО 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 CПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом СПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав ИК АИИС КУЭ | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ПС 330 кВ Ставрополь | ||||||
| 1 | ВЛ 110 кВ Ставрополь -ВНИИОК (Л - 236) | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=500/1 Рег. № 36672-08 | НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 | А1Я-4-АЬ-С29-Т+ класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 | RXU-325 Рег. № 37288-08 | активная реактивная |
| 2 | ВЛ 110 кВ Ставрополь -Восточная (Л - 43) | ТФНД-110М класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Рег. № 64839-16 | НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 | ЕА02ЯАЬ-Р4В -4W класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 | активная реактивная | |
| 3 | ВЛ 110 кВ Ставрополь -Г рачевская (л - 133) | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=500/1 Рег. № 36672-08 | НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 | ЕА02ЯАЬ-Р4В -4W класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 | активная реактивная | |
| 4 | ВЛ 110 кВ Ставрополь -Константиновская (Л - 134) | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=500/1 Рег. № 36672-08 | НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 | активная реактивная | |
| 5 | ВЛ 110 кВ Ставрополь -Промкомплекс (Л - 140) | ТФНД-110М класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Рег. № 64839-16 | НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 | А1R-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 | активная реактивная | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ВЛ 110 кВ Ставрополь -Промышленная (Л - 135) | ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=500/1 Рег. № 36672-08 | НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 | активная реактивная | |
| 7 | ВЛ 110 кВ Ставрополь -Северная(Л - 141) | ТФНД-110М класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Рег. № 64839-16 | НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 | ЕА02ЯАЬ-Р4В -4W класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | активная реактивная | |
| 8 | ОМВ 110 кВ | ТФНД-110М класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Рег. № 64839-16 | НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 | ЕА02ЯАЬ-Р4В -4W класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 | активная реактивная | |
| 9 | ВЛ 10 кВ Ф - 160 | ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег.№ 1856-63 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | RTO-325 Рег. № 37288-08 | активная реактивная |
| 10 | ВЛ 10 кВ Ф - 161 | ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | активная реактивная | |
| 11 | ВЛ 10 кВ Ф - 162 | ТЛО-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | активная реактивная | |
| 12 | ВЛ 10 кВ Ф - 163 | ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 1856-63 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 13 | ВЛ 10 кВ Ф - 164 | ТЛО-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег.№ 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | RXU-325 Рег. № 37288-08 | активная реактивная |
| 14 | ВЛ 10 кВ Ф - 165 | ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | активная реактивная | |
| 15 | ВЛ 10 кВ Ф - 166 | ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | активная реактивная | |
| 16 | ВЛ 10 кВ Ф - 167 | ТЛО-10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 25433-08 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | активная реактивная | |
| 17 | КЛ 10 кВ Ф - 168 | ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | активная реактивная | |
| 18 | ВЛ 10 кВ Ф - 170 | ТОЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 7069-07 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т+ класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 | активная реактивная | |
| 19 | Ф - 171 (ПГ ВЛ 110 кВ) | ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 | НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | А1Я-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | активная реактивная | |
| 20 | ВАТ - 103 (ввод 10 кВ АТ -303 ПГ ВЛ 110 кВ) | ТЛО-10 класс точности 0,5 S Ктт=1500/5 Рег. № 25433-07 | НТМИ-10-66 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 831-69 | А1R-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 21 | ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС -Ставрополь (Л - 330 - 17) | ТГФ-330 II класс точности 0,2S Ктт=1000/1 Рег. № 44699-10 ТГФ-330 II класс точности 0,2 S Ктт=1000/1 Рег. № 44699-10 | НКФ-М-330А класс точности 0,5 Kra=330000/V3/100/V3 Рег. № 26454-08 | A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 | RTU-325 Рег. № 37288-08 | активная реактивная |
| Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Относительная | |||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Основная относительная погрешность ИК (±^), % | погрешность ИК в рабочих условиях | ||||
| эксплуатации (±^), % | |||||||
| cos ф = | cos ф = | cos ф = | cos ф = | cos ф = | cos ф = | ||
| 1,0 | 0,8 | 0,5 | 1,0 | 0,8 | 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1; 4; 6; 20 | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,8 | 2,5 | 4,8 | 1,9 | 2,6 | 4,8 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,7 | 3,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | |
| 2; 8 | 0,051н1 < I1 < 0,2Iн1 | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 3 | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iн1 | 1,8 | 2,5 | 4,8 | 1,9 | 2,6 | 4,8 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 1,1 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,7 | 3,0 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | |
| 5; 7; 9 - 19 | 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | Iн1 < I1 < 1,2I^ | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 21 | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iн1 | 1,1 | 1,3 | 2,1 | 1,3 | 1,5 | 2,2 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,05Iн1 < I1 < 0,2I^ | 0,8 | 1,0 | 1,7 | 1,0 | 1,2 | 1,8 |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||
| Основная относительная погрешность ИК (±^), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||||
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1; 4; 6; 20 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 4,1 | 2,5 | 4,5 | 2,9 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 2,5 | 1,6 | 2,7 | 1,8 | |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 1,8 | 1,2 | 2,0 | 1,4 | |
| < I1 < 1,2!н | 1,8 | 1,2 | 1,9 | 1,4 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2; 8 | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 4,4 | 2,7 | 4,6 | 3,0 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 2,4 | 1,5 | 2,8 | 2,0 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | I^ < I1 < 1,2I^ | 1,9 | 1,2 | 2,3 | 1,7 |
| 3 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 4,0 | 2,4 | 4,2 | 2,7 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 2,6 | 1,8 | 2,9 | 2,2 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 1,9 | 1,2 | 2,3 | 1,7 | |
| Iн1 < I1 < 1,2I^ | 1,9 | 1,2 | 2,3 | 1,7 | |
| 5; 7; 9 - 19 | 0,05Iн1 < I1 < 0,2I^ | 4,4 | 2,6 | 4,5 | 2,7 |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 2,4 | 1,5 | 2,5 | 1,6 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | Iн1 < I1 < 1,2I^ | 1,8 | 1,2 | 1,9 | 1,4 |
| 21 | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05^1 | 2,3 | 1,6 | 2,9 | 2,2 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05Iн1 < I1 < 0,2I^ | 1,6 | 1,2 | 1,9 | 1,5 |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 1,3 | 1,0 | 1,5 | 1,2 | |
| Iн1 < I1 < 1,2!н | 1,3 | 0,9 | 1,4 | 1,2 |
Примечания
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%p и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94; ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83; ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 21 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности cosj | от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 |
| температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 | от +21 до +25 от +18 до +22 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - для УСПД | от -10 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электрической энергии Альфа А1Я: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности^, | 48 |
| не более | |
| счетчики электрической энергии ЕвроАльфа: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 80000 |
| - среднее время восстановления работоспособности,^ | 48 |
| не более | |
| УСПД ЯШ-325: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Г лубина хранения информации | |
| счетчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, лет, не более | 5 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| ИВКЭ: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, суток, | |
| не менее | 35 |
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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист 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 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 |
| Трансформатор тока ТГФМ-110 II* | 12 |
| Трансформатор тока ТФНД-110М | 12 |
| Трансформатор тока ТВЛМ-10 | 14 |
| Трансформатор тока ТЛО-10 | 12 |
| Трансформатор тока ТОЛ-10 | 2 |
| Трансформатор тока ТГФ-330 II | 6 |
| Трансформатор напряжения НКФ-110-57 | 6 |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 | 1 |
| Трансформатор напряжения НКФ-М-330А | 3 |
| Счётчики электроэнергии многофункциональные типа АЛЬФА | 17 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа | 4 |
| УСПД типа RTO-325 | 1 |
| Методика поверки МП 206.1-058-2017 | 1 |
| Паспорт-формуляр АУВП.411711.ФСК.064.10.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-058-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Ставрополь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.02.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков АЛЬФА - в соответствии с документом «Многофункциональные счётчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», утверждённому ВНИИМ им. Д. И. Менделеева
- счетчиков ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАальфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- для УСПД RXU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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.
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %; Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Ставрополь». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/003-2017 от 17.01.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Ставрополь
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.
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
