| Номер в госреестре | 80445-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Петров Вал |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва |
| Год регистрации | 2020 |
| 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 Петров Вал (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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 комплексы (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) Юга, устройство синхронизации системного времени (УССВ), 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 времени 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 кабельным 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 минут) 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 посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
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 УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), 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 со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут 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 ±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 учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, 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 |
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 | Счетчик электрической энергии | УСПД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 110 кВ №400 | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С | НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-05 ТН-1-110, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | ТК16Ь рег.№ 36643-07 |
| 2 | ВЛ 110 кВ №422 | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С | НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-05 ТН-1-110, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 3 | ВЛ 110 кВ №439 | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С | НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-05 ТН-2-110, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 4 | ВЛ 110 кВ №440 | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С | НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-05 ТН-2-110, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 5 | ВЛ 110 кВ №441 | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С | НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-05 ТН-2-110, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 6 | ВЛ 110 кВ №442 | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С | НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-05 ТН-1-110, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ОВ 110 кВ | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С | НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-05 ТН-1-110, ф. А, В, С НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-05 ТН-2-110, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 8 | яч.3, ВУПГ-14 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 рег. № 2473-69 ф. А, В, С | НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53 ТН-1-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 9 | яч.7, ВЛ 10 кВ Л-7 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 1276-59 ф. А, С | НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53 ТН-1-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | TC16L рег.№ 36643-07 |
| 10 | яч.8, ВЛ 10 кВ Л-8 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 30709-11 ф. А, В, С | НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53 ТН-1-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 11 | яч.9, ВЛ 10 кВ Л-9 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 1856-63 ф. А, С | НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53 ТН-1-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 12 | яч.10, ВЛ 10 кВ Л-10 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1276-59 ф. А, С | НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53 ТН-1-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | яч.16, ВЛ 10 кВ Л-16 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 1856-63 ф. А, С | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 ТН-2-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | TC16L рег.№ 36643-07 |
| 14 | яч.17, ВЛ 10 кВ Л-17 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 1856-63 ф. А, С | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 ТН-2-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 15 | яч.18, ВЛ 10 кВ Л-18 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 1856-63 ф. А, С | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 ТН-2-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 16 | яч.19, ОВ-1-10 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 1856-63 ф. А, С | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 ТН-2-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 17 | яч.22, ПГ | ТВЛМ кл.т. 0,2S Ктт = 1500/5 рег. № 45040-10 ф. А, В, С | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 ТН-2-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 18 | яч.23, ВЛ 10 кВ Л-23 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 2363-68 ф. А ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1276-59 ф. С | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 ТН-2-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 19 | яч.24, ВЛ 10 кВ Л-24 | ТВК-10 кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 8913-82 ф. А, С | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 ТН-2-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 20 | яч.27, ВУПГ-14-1 | ТОЛ кл.т. 0,2S Ктт = 3000/5 рег. № 47959-11 ф. А, В, С | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 ТН-2-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 21 | яч.31, ВЛ 10 кВ Л-31 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2473-69 ф. А, С | НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-00 ТН-3-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 22 | яч.32, ОВ 3-10 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 2473-69 ф. А, С | НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-00 ТН-3-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 23 | яч.33, ВЛ 10 кВ Л-33 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 2473-69 ф. А, С | НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-00 ТН-3-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | ТК16Ь рег.№ 36643-07 |
| 24 | яч.35, ВЛ 10 кВ Л-35 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2473-69 ф. А, С | НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-00 ТН-3-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 25 | яч.36, ВЛ 10 кВ Л-36 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2473-69 ф. А, С | НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-00 ТН-3-10, ф. А, В, С | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная. | |||||
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% Л I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л нн и з < нн 2 0 % ©х | I20 %ЛIизм<Il00% | I100 %ЛIизмЛIl20% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 7, 17, 20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | |
| 0,5 | 2,1 | 1,7 | 1,4 | 1,4 | |
| 8, 9, 11 - 16, 18, 19 21 - 25 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 | |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,9 | 2,2 | |
| 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 2,5 | 1,6 | 1,2 | 1,2 | |
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,2 | 2,2 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I2% Л I изм< I 5 % | I5 »/^I изм< 20 % | I20 %ЛIизм<Il00% | I100 %ЛIизмЛIl20% | ||
| 1 - 7, 17, 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,0 | 1,6 | 1,3 | 1,3 |
| 0,5 | 1,6 | 1,1 | 1,0 | 1,0 | |
| 8, 9, 11 - 16, 18, 19 21 - 25 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,9 |
| 0,5 | - | 2,5 | 1,5 | 1,2 | |
| 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,0 | 2,5 | 1,9 | 1,9 |
| 0,5 | 2,4 | 1,5 | 1,2 | 1,2 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | |||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 “/о^изм^ШУо | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 1 - 7, 17, 20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | |
| 0,8 | 1,5 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | ||
| 0,5 | 2,2 | 1,8 | 1,6 | 1,6 | ||
| 8, 9, 11 - 16, 18, 19 21 - 25 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,0 | |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,4 | ||
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 | ||
| 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 | |
| 0,8 | 2,6 | 1,7 | 1,4 | 1,4 | ||
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,3 | 2,3 | ||
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | |||
| I2% < I изм< I 5 % | I '-Л % < НЧ и з < НЧ 2 0 % ©х | I20 %<Iизм<Il00% | I100 %<Iизм<Il20% | |||
| 1 - 7, 17, 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,4 | 2,1 | 1,9 | 1,9 | |
| 0,5 | 2,0 | 1,7 | 1,6 | 1,6 | ||
| 8, 9, 11 - 16, 18, 19 21 - 25 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,6 | 2,8 | 2,3 | |
| 0,5 | - | 2,8 | 1,9 | 1,7 | ||
| 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,2 | 2,9 | 2,3 | 2,3 | |
| 0,5 | 2,7 | 2,0 | 1,7 | 1,7 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Л), с | 5 | |||||
| Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 81(2)%p для соБф=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p и §2%Q для cosф<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | ||||||
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 1(5) 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 ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | 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 -45 до +40 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для УСПД | от +10 до +30 |
| - для сервера, УССВ | от +18 до +24 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии EPQS: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД ТК16Ь: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 55000 |
| радиосервер точного времени РСТВ-01: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 55000 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, сут, 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 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 21 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 13 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 5 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 10 шт. |
| Трансформатор тока | ТВЛМ | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 1 шт. |
| Трансформатор тока | ТВК-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS | 25 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | TC16L | 1 шт. |
| Радиосервер точного времени | РСТВ-01 | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-7715-500-2020 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711.ФСК.045.160.ПС-ФО | 1 экз. |
осуществляется по документу РТ-МП-7715-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Петров Вал. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 09.10.2020 г. Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с 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);
- устройство синхронизирующее Метроном-РТР (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 66731-17);
- 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 220 кВ Петров Вал», аттестованной ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Петров Вал
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 | 1 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
