| Номер в госреестре | 73336-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская |
| 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 500 кВ Амурская (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) Востока, 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 500 кВ Амурская 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 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | DataServer. exe, DataServer_U SPD. exe |
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.10, ВЛ-500 кВ Амурская -Хэйхэ | AGU-525 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 40087-08 ф. А, В, С | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-500 ВЛ Хэйхэ, ф. А, В, С VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-500 6С, ф. А, В, С | Dialog ZMD кл.т 0,2S/0,5 рег. № 22422-07 | RTU-325 рег. № 37288-08 |
| 2 | ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.10, ВЛ - 500 кВ Бурейская ГЭС -Амурская | AGU-525 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 40087-08 ф. А, В, С | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-500 ВЛ БГЭС, ф. А, В, С VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-500 5С, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 3 | ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.2, ВЛ - 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская №1 | IOSK 550 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 26510-09 ф. А, В, С | СРВ 550 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 15853-06 ТН-500 ВЛ ЗГЭС-1 №1, ф. А, В, С СРВ 550 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 15853-06 ТН-500 3С, ф. А, В, С | ЕвроАльфа кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.8, ВЛ - 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская №2 | AGU-525 кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 40087-08 ф. А, В, С | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-500 ВЛ ЗГЭС-2 №2, ф. А, В, С VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-500 7С, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-325 рег. № 37288-08 |
| 5 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ - 220 кВ, яч.3, ВЛ 220 кВ ТЭС Сила Сибири- Амурская №1 | CA 245 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 23747-12 ф. А, В, С | DFK 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 23743-02 ТН-220 1СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 6 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ - 220 кВ, яч.10, ВЛ 220 кВ ТЭС Сила Сибири- Амурская №2 | CA 245 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 23747-12 ф. А, В, С | DFK 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 23743-02 ТН-220 2СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 7 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ - 220 кВ, ОВ-220кВ | CA 245 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 23747-12 ф. А, В, С | DFK 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 23743-02 ТН-220 1 СШ, ф. А, В, С DFK 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 23743-02 ТН-220 2СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 8 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 1, ВЛ-35 кВ Амурская-Костюковка №2 | ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 ф. А, В, С | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 ТН-35 2СШ, ф. А, В, С | ЕвроАльфа кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | RTU-325 рег. № 37288-08 |
| 9 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1 с-35 кВ, яч. 3, ВЛ-35 кВ Амурская-Костюковка №1 | ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 ф. А, В, С | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 ТН-35 1СШ, ф. А, В, С | ЕвроАльфа кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | |
| 10 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1 с-35 кВ, яч. 5, ВЛ-35 кВ Амурская-Лесная | ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 ф. А, В, С | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 ТН-35 1СШ, ф. А, В, С | ЕвроАльфа кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | |
| 11 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 11, ВЛ-35 кВ Амурская-Свободный №2 | ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 ф. А, В, С | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 ТН-35 2СШ, ф. А, В, С | ЕвроАльфа кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | |
| 12 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1 с-35 кВ, яч. 13, ВЛ-35 кВ Амурская-Свободный №1 | ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 ф. А, В, С | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 ТН-35 1СШ, ф. А, В, С | ЕвроАльфа кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | |
| 13 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 15, ВЛ-35 кВ Амурская-Базовая | ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 ф. А, В, С | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 ТН-35 2СШ, ф. А, В, С | ЕвроАльфа кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | |
| 14 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1 с-35 кВ, яч. 17, ВЛ-35 кВ Амурская-Северная №2 | ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 ф. А, В, С | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 ТН-35 1СШ, ф. А, В, С | ЕвроАльфа кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 15 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 18, ВЛ-35 кВ Амурская-Северная №1 | ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 ф. А, В, С | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 ТН-35 2СШ, ф. А, В, С | ЕвроАльфа кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | RTU-325 рег. № 37288-08 |
| 16 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 19, ВЛ-35 кВ Амурская-Новоивановка | ТГМ-35 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 ф. А, В, С | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 ТН-35 2СШ, ф. А, В, С | ЕвроАльфа кл.т 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 5 2 О % , | 5ю0 %, | ||
| l1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | 1I 0 0 £ IA 1 я з 2 IA 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 7 (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 | |
| 8 - 16 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,9 | 1,2 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | |
| 0,7 | 1,5 | 1,2 | 1,0 | 1,0 | |
| 0,5 | 2,1 | 1,7 | 1,4 | 1,4 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 5 2 О % , | 5ю0 %, | ||
| I 2 £ IA 1 и з 2 А I 5 % ©х | I '-Л % IA нн и з 2 Л нн 2 о % ©х | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 - 7 (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 | |
| 8 - 16 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | 2,6 | 2,1 | 1,8 | 1,8 |
| 0,8 | 2,0 | 1,6 | 1,3 | 1,3 | |
| 0,7 | 1,8 | 1,4 | 1,1 | 1,1 | |
| 0,5 | 1,6 | 1,1 | 1,0 | 1,0 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±S), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| S 1(2)%, | S5 %, | 2 0 % , | S100 %, | |||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | 1I 0 0 £ 1Л 1 я з 2 1Л 1 2 о ''ч ох | |||
| 1 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,2 | 0,8 | 0,7 | 0,7 | |
| 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 | 1,1 | 1,1 | ||
| 8 - 16 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | |
| 0,9 | 1,3 | 1,1 | 1,0 | 1,0 | ||
| 0,8 | 1,5 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | ||
| 0,7 | 1,6 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | ||
| 0,5 | 2,2 | 1,8 | 1,6 | 1,6 | ||
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±S), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| S5 %, | S20 %, | S100 %, | ||||
| I 2 £ 1Л 1 и з 2 Л I 5 % ©х | I '-Л % 1Л нн и з 2 Л нн 2 о % ©х | % % 0 0 I1 < м 1 VI % 0 2 I | % % 0 2 I1 VI м з VI % 0 0 I1 | |||
| 1 - 7 (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 | ||
| 8 - 16 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | 3,0 | 2,5 | 2,3 | 2,3 | |
| 0,8 | 2,4 | 2,1 | 1,9 | 1,9 | ||
| 0,7 | 2,2 | 1,9 | 1,7 | 1,7 | ||
| 0,5 | 2,0 | 1,7 | 1,6 | 1,6 | ||
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Л), с | 5 | |||||
Примечания:
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности измерений электрической энергии 81(2)%P для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 81(2)%P и S2%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Метрологические характеристики указаны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - для счетчиков активной и реактивной энергии: | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1 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 Альфа А1800: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| счетчики электроэнергии ЕвроАльфа: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 80000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| счетчики электроэнергии Dialog ZMD: | |
| - средний срок службы, лет | 30 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД RTU-325: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 100000 |
| 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. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | AGU-525 | 9 шт. |
| Трансформатор тока | IOSK 550 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | CA 245 | 9 шт. |
| Трансформатор тока | ТГМ-35 УХЛ1 | 27 шт. |
| Трансформатор напряжения | VCU-525 | 18 шт. |
| Трансформатор напряжения | СРВ 550 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | DFK 245 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Dialog ZMD | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ЕвроАльфа | 12 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-5557-500-2018 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711.ФСК.РИК.008.01.005.ФО | 1 экз. |
осуществляется по документу РТ-МП-5557-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.09.2018 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;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- прибор комбинированный Testo 622 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, 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 500 кВ Амурская».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская
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 | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
