| Номер в госреестре | 68205-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Сальская |
| 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) ПС 220 кВ Сальская (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 220 кВ Сальская 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 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. Погрешность измерения системного времени не превышает ±5 с.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - 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 программного обеспечения
| 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 |
СПО 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 первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав первого и второго уровней ИК | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 110 кВ Сальская -КС Сальск -Сандатовская | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 52261-12 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 2 | ВЛ 110 кВ Сальская -АРЗ 1 ц | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 52261-12 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 3 | ВЛ 110 кВ Трубецкая - Сальская | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 2793-88 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 4 | ВЛ 110 кВ Сальская -КПО 1 ц | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 52261-12 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 5 | ВЛ 110 кВ Сальская -КПО - АР3 2 ц | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 52261-12 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 6 | ВЛ 110 кВ Сальская -Екатериновская 1 ц | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 52261-12 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ВЛ 110 кВ Сальская -Екатериновская 2 ц | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 52261-12 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 8 | ВЛ 110 кВ Сальская -НС 1 | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 52261-12 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 9 | ВЛ 110 кВ Сальская -Пролетарская | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 52261-12 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 10 | ВЛ 110 кВ Сальская -Сальская Тяг. I ц | ТВ-ЭК-110 М3 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 56255-14 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 11 | ВЛ 110 кВ Сальская -Сальская Тяг. II ц | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 52261-12 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 12 | ОВ 110 кВ | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 60542-15 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 13 | ячейка №18 КЛ 10 кВ "Л18 (Ретранслятор)" | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 Госреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 14 | ячейка №19 КЛ 10 кВ "Л19 (Пер. Светлый)" | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 Госреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 15 | ячейка №20 КЛ 10 кВ "Л20 (ПТФ)" | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 Госреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 16 | ячейка №21 КЛ 10 кВ "Л21 (Конзавод)" | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 17 | ячейка №27 КЛ 10 кВ "Л27 (Резерв Л18, Л21)" | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Госреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 18 | КЛ 10 кВ №29 ПГ | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 19 | ячейка №8 КЛ 10 кВ "Л8 (ПРБ)" | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 Госреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 20 | ячейка №11 КЛ 10 кВ "Л11 (ПРБ)" | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 Госреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 21 | ячейка №16 КЛ 10 кВ "Л16 (ЮВЭС)" | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 22 | ячейка №17 КЛ 10 кВ "Л17 (Маслохозяйство)" | ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Госреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RAL-P4GB- DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 23 | ячейка №23 КЛ 10 кВ "Л23 (СМЭС)" | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 24 | ячейка №3 КЛ 10 кВ "Л3 (СМЭС)" | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 25 | ячейка №6 КЛ 10 кВ "Л6 (СМЭС)" | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 26 | ячейка №10 КЛ 10 кВ "Л10 (СМЭС)" | ТЛ0-10 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Госреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 27 | ячейка №12 КЛ 10 кВ "Л12 (СМЭС)" | ТЛ0-10 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Госреестр № 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 28 | ячейка №15 КЛ 10 кВ "Л15 (СМЭС)" | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 29 | ячейка №4 КЛ 10 кВ "Л4 (ГНС)" | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 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, 2, 4 - 9, 11, 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 3 (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 | |
| 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±2,5 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,7 | ±3,1 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±4,7 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 13 - 15, 17, 19, 20, 22, 26, 27 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 | |
| 16, 18, 21, 23 - 25, 28, 29 (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 (8), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %■, | 8100 %■, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2, 4 - 9, 11, 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,3 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | - | ±6,4 | ±3,3 | ±2,3 |
| 0,8 | - | ±4,4 | ±2,4 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,5 | |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,5 | ±1,2 | |
| 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 0,9 | ±6,2 | ±3,6 | ±2,4 | ±2,3 |
| 0,8 | ±4,4 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,5 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 13 - 15, 17, 19, 20, 22, 26, 27 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,3 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,9 | |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±2,9 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 16, 18, 21, 23 - 25, 28, 29 (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 81(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 -U^
- диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2^н;
- 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 1,2Пн1;
- 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 Пн2 до 2Пн2;
- 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 «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 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 | ТГФМ-110 | 30 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВ-ЭК-110 М3 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 18 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 16 |
| Трансформатор напряжения | НДКМ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 28 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RAL-P4GB-DW-4 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4401-500-2017 | 1 |
| Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.062.17ПФ | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-4401-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Сальская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 02.05.2017 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 «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 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 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства 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
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39937-08;
- термометр стеклянный ТС-7-М1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 1198-12.
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 220 кВ Сальская».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Сальская
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 | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
