| Номер в госреестре | 70689-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Исаково |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г. Москва |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Исаково (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплесы (ИИК), включающие 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 устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС) ПАО «ФСК ЕЭС», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической
энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времении UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы 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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных 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.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Исаково 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.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с источником точного времени более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации из счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 мин, УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии и в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью не хуже ±5 с.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированной информационно-измерительной системы 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 |
| 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 измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УСПД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 110кВ Исаково-Синеглазово I цепь | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 1 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | ЭК0М-3000 рег.№ 17049-09 |
| 2 | ВЛ 110кВ Исаково-Синеглазово II цепь | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 2 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 3 | КВЛ 110кВ Исаково-Сосновская I цепь с отпайками | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 1 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 4 | КВЛ 110кВ Исаково-Сосновская II цепь с отпайками | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 2 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 5 | ВЛ 110кВ Исаково-Синеглазово-т с отпайкой на ПС Смолинский карьер | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 1 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 6 | ОВ 110кВ | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 1 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ВЛ 110кВ Исаково-Бутаки с отпайками | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 2 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-09 |
| 8 | ВЛ 110кВ Исаково-Г ранитная с отпайками | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 1 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 9 | ВЛ 110кВ Исаково-Челябинская ТЭЦ-1 с отпайками | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 2 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 10 | ВЛ 110кВ Исаково-Ю.Копи с отпайками | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 1 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 11 | ВЛ 110кВ Исаково-Еткуль с отпайками | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 2 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 12 | ВЛ 110кВ Исаково-Коркино I цепь с отпайками | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 1 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 13 | ВЛ 110кВ Исаково-Коркино II цепь с отпайками | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 2 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 14 | ВЛ 110кВ Исаково-Трубный I цепь | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 1 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 15 | ВЛ 110кВ Исаково-Трубный II цепь | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 22440-07 | 2 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-09 |
| 16 | сторона 0,4кВ ТСН3 | ф. А, В, С: ТНШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 рег. № 1673-07 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
| 17 | ф.0,4кВ Бытовая | ф. А, В, С: ТТИ-А кл.т 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
| 18 | АТ 1 ввод 110 кВ | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 22440-07 | 1 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 19 | АТ 2 ввод 110 кВ | ф. А, В, С: ТВГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 22440-07 | 2 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 20 | ВЛ 220кВ Южноуральская ГРЭС - Шагол III цепь с отпайкой на ПС Исаково | ф. А, В, С: ТВГ-220 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 39246-08 | 1 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-05 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 21 | ВЛ 220кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково | ф. А, В, С: ТВГ-220 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 39246-08 | 2 СШ, ф. А, В, С: НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-05 | EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | L %£I изм< 20 % | % % 0 0 I1 < S 1 VI % 0 2 I | I100 %£!^изм£!^120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 15, 18 - 21 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,0 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 |
| 0,9 | ±1,0 | ±0,7 | ±0,5 | ±0,5 | |
| 0,8 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 0,7 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 | |
| 0,5 | ±1,8 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 16 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±1,7 | ±0,9 | ±0,6 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,1 | ±0,8 | |
| 0,8 | - | ±2,7 | ±1,4 | ±0,9 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,7 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,6 | ±1,8 | |
| 17 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5s) | 1,0 | ±1,7 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,6 |
| 0,9 | ±1,9 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±2,4 | ±1,4 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,7 | ±3,0 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±4,6 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,8 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л нн и W 2 Л нн 2 о % ©х | % % 0 0 I1 < S 2I VI % 0 2 I | I100 “/о^изм^ШУо | ||
| 1 - 15, 18 - 21 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,8 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±1,5 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 16 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,2 | ±3,1 | ±2,1 |
| 0,8 | - | ±4,3 | ±2,2 | ±1,5 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,7 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±2,5 | ±1,3 | ±1,0 | |
| 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S) | 0,9 | ±5,7 | ±3,2 | ±2,2 | ±2,1 |
| 0,8 | ±4,0 | ±2,3 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,7 | ±3,2 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 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)% £ 1 изм< 1 5 % | I '-Л % 1Л НН и з 2 Л НН 2 о % ©х | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 1 - 15, 18 - 21 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,0 | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | |
| 0,9 | 0,9 | 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ||
| 0,8 | 0,8 | 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ||
| 0,7 | 0,7 | 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ||
| 0,5 | 0,5 | 0,5 | ±1,9 | ±1,4 | ||
| 16 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 | |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | ||
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 | ||
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,8 | ±1,3 | ||
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 | ||
| 17 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S) | 1,0 | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,9 | ±2,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | ||
| 0,8 | ±2,5 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 | ||
| 0,7 | ±3,0 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,3 | ||
| 0,5 | ±4,7 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,9 | ||
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | |||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л НН и з 2 Л НН 2 о % ©х | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | |||
| 1 - 15, 18 - 21 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,7 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,8 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | ||
| 0,7 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 | ||
| 0,5 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 | ||
| 16 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,4 | ±3,2 | ±2,2 | |
| 0,8 | - | ±4,4 | ±2,3 | ±1,6 | ||
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | ||
| 0,5 | - | ±2,6 | ±1,5 | ±1,2 | ||
| 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S) | 0,9 | ±6,2 | ±3,5 | ±2,3 | ±2,2 | |
| 0,8 | ±4,4 | ±2,5 | ±1,7 | ±1,6 | ||
| 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,4 | ||
| 0,5 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 | ||
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | |||||
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений S1(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| ГОСТ 30206-94 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ Р 52425-2005 | от +21 до +25 |
| ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +50 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для УСПД | от +10 до +30 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03: | |
| - средняя наработка до отказа, ч | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| счетчики электроэнергии EPQS: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 75000 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, | |
| не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, сутки, не менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 3 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
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).
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТВГ-110 | 51 |
| Трансформатор тока | ТНШЛ-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТТИ-А | 3 |
| Трансформатор тока | ТВГ-220 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS | 19 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭК0М-3000 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-5051-500-2017 | 1 |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711.ФСК.030.01.ПС-Ф0 | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-5051-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Исаково. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 30.11.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
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 электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Исаково». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений RA.RU.311298/066-2017 от 06.12.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Исаково
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 | 3 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 23.11.2024 |
