| Номер в госреестре | 85149-22 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Тагил |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва |
| Год регистрации | 2022 |
| 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 Тагил (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), включающий центр сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, ПМЭС, 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 электронно -цифровой 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. В состав ИВК входит УССВ, принимающее сигналы точного времени от спутниковых навигационных систем. УССВ обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой РФ координированного времени UTC (SU).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера сбора ИВК 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.
Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения установлен в технической документации АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
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_USPD. exe |
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | ||||
| Наименование ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УСПД | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС -Тагил (ВЛ 500 кВ РефтГРЭС) | ТОГФ кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 рег. № 61432-15 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 2 | ВЛ 220 кВ Верхнетагильская ГРЭС -Тагил I цепь (ВЛ 220 кВ ВТГРЭС1) | ТВ 220 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 80603-20 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | |
| 3 | ВЛ 220 кВ Верхнетагильская ГРЭС -Тагил II цепь (ВЛ 220 кВ ВТГРЭС2) | SB 0,8 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. 20951-01 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | |
| 4 | ВЛ 220 кВ Нижнетуринская ГРЭС -Тагил I цепь с отпайкой на ПС Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС1) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. №2 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-19 |
| 5 | ВЛ 220 кВ Нижнетуринская ГРЭС -Тагил II цепь (ВЛ 220 кВ НТГРЭС2) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 6 | ОВГ 220 кВ | ТВ 220 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. №2 80603-20 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | |
| 7 | ВЛ 110 кВ Районная -Тагил 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Районная2) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 8 | ВЛ 110 кВ В.Тура -Тагил 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ В.Тура1) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 9 | КВЛ 110 кВ Тагил -Доменная с отпайкой на ПС Воздушная (КВЛ 110 кВ Доменная) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-19 |
| 10 | ВЛ 110 кВ Тагил -Кислородная с отпайками ( ВЛ 110 кВ Кислородная) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 11 | ВЛ 110 кВ Лебяжка -Тагил 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Лебяжка1) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 12 | ВЛ 110 кВ Лебяжка -Тагил 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Лебяжка2) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | |
| 13 | ВЛ 110 кВ Тагил -Магнетитовая с отпайками ( ВЛ 110 кВ Магнетитовая) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 14 | ВЛ 110 кВ Тагил -НТМК 1 (ВЛ 110 кВ НТМК1) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 15 | ВЛ 110 кВ Тагил -НТМК 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ НТМК2) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 16 | ВЛ 110 кВ Районная -Тагил 1 (ВЛ 110 кВ Районная1) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 17 | ВЛ 110 кВ Районная -Тагил 3 с отпайкой на ПС ВМЗ (ВЛ 110 кВ РайоннаяЗ) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 18 | ВЛ 110 кВ В.Тура -Тагил 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ В.Тура2) | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 19 | ОВМ 110 кВ | ТВ-ЭК кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 74600-19 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. №2 60353-15 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 20 | ВЛ 10 кВ Котельная на ПС Тагил (ТП Поселок Песчаный) ф.0,4 кВ Песчаный | ТПОЛ кл.т 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 47958-16 | ЗНОЛ кл.т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) рег. №2 46738-11 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 21 | КЛ 0,4 Энергетик | ТОП кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 47959-16 | - | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2 Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, У СПД У ССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, 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.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм<1 20 % | I20 %<Iизм<I 100% | I100 Уо^изм^ШУо | ||
| 1, 4-5, 7-19 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,0 | 0,6 | 0,5 | 0,5 |
| 0,8 | 1,1 | 0,8 | 0,6 | 0,6 | |
| 0,5 | 1,8 | 1,3 | 0,9 | 0,9 | |
| 2-3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | 1,7 | 0,9 | 0,7 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,4 | 1,0 | |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,7 | 1,9 | |
| 6, 20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,7 | 0,9 | 0,7 | 0,7 |
| 0,8 | 2,5 | 1,5 | 1,0 | 1,0 | |
| 0,5 | 4,7 | 2,8 | 1,9 | 1,9 | |
| 21 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S) | 1,0 | 1,7 | 0,9 | 0,6 | 0,6 |
| 0,8 | 2,4 | 1,4 | 0,9 | 0,9 | |
| 0,5 | 4,6 | 2,7 | 1,8 | 1,8 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| % 5 I V я I VI % I2 | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо | ||
| 1, 4-5, 7-19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2 S; ТН 0,2) | 0,8 | 1,8 | 1,4 | 1,0 | 1,0 |
| 0,5 | 1,5 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | |
| 2-3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,8 | - | 4,3 | 2,2 | 1,6 |
| 0,5 | - | 2,5 | 1,4 | 1,0 | |
| 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S; ТН 0,2) | 0,8 | 3,9 | 2,3 | 1,6 | 1,6 |
| 0,5 | 2,4 | 1,4 | 1,0 | 1,0 | |
| 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S; ТН 0,2) | 0,8 | 3,8 | 2,4 | 1,6 | 1,6 |
| 0,5 | 2,4 | 1,4 | 1,1 | 1,1 | |
| 21 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S) | 0,8 | 3,8 | 2,3 | 1,5 | 1,5 |
| 0,5 | 2,3 | 1,4 | 1,0 | 1,0 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | |||
| О4 «О нч vi нч VI & 0 нч | I5 %<I изм<1 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 УоНизмИшУо | |||
| 1, 4-5, 7-19 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,2 | 0,8 | 0,7 | 0,7 | |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | ||
| 0,5 | 1,9 | 1,4 | 1,1 | 1,1 | ||
| 2-3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 | |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 | ||
| 0,5 | - | 5,3 | 2,8 | 2,0 | ||
| 6, 20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 | |
| 0,8 | 2,5 | 1,6 | 1,2 | 1,2 | ||
| 0,5 | 4,7 | 2,8 | 2,0 | 2,0 | ||
| 21 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S) | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 0,8 | 0,8 | |
| 0,8 | 2,5 | 1,5 | 1,1 | 1,1 | ||
| 0,5 | 4,7 | 2,8 | 1,9 | 1,9 | ||
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | ||||
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | |||
| % «О НЧ V 1 нч VI % н9 | I5 %<I изм<1 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 УоНизмИшУо | |||
| 1, 4-5, 7-19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2 S; ТН 0,2) | 0,8 | 2,2 | 1,9 | 1,6 | 1,6 | |
| 0,5 | 1,9 | 1,5 | 1,4 | 1,4 | ||
| 2-3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,7 | |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,5 | 1,3 | ||
| 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S; ТН 0,2) | 0,8 | 4,3 | 2,6 | 1,8 | 1,7 | |
| 0,5 | 2,8 | 1,7 | 1,3 | 1,3 | ||
| 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S; ТН 0,2) | 0,8 | 4,1 | 2,7 | 2,1 | 2,1 | |
| 0,5 | 2,7 | 1,9 | 1,6 | 1,6 | ||
| 21 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S) | 0,8 | 4,0 | 2,7 | 2,0 | 2,0 | |
| 0,5 | 2,6 | 1,8 | 1,6 | 1,6 | ||
| 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 51(2)%p для соБф=1,0 нормируются от I1%, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%p и §2%q для cosф<1,0 нормируются от I2%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | ||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 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 | 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, УССВ ИВКЭ | от +10 до +30 |
| - для сервера, УССВ ИВК | от +18 до +24 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии АльфаА1800: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 100000 |
| 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 формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Госреестр | Кол. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТВ-ЭК | 74600-19 | 45 |
| Трансформатор тока проходной | ТПОЛ | 47958-16 | 3 |
| Трансформатор тока опорный | ТОП | 47959-16 | 3 |
| Трансформатор тока встроенный | SB 0,8 | 20951-01 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВ 220 | 80603-20 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОГФ | 61432-15 | 6 |
| Трансформатор напряжения заземляемый | ЗНОЛ | 46738-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения антирезонансный однофазный | НАМИ | 60353-15 | 18 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 31857-11 | 17 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 31857-20 | 4 |
| Устройства сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 17049-19 | 1 |
| Радиосерверы точного времени | РСТВ-01 | 40586-12 | 1 |
| Формуляр | РЭМ-ПТР-2019.У001 -ФО | - | 1 экз. |
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Тагил», аттестованной ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.311723 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 500 кВ Тагил
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 | 05.11.2024 |
