| Номер в госреестре | 88251-23 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Дербент |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания - Россети" (ПАО "Россети"), г. Москва |
| Год регистрации | 2023 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Дербент (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 сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «Россети» - 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 линиям связи.
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. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).
ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 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 на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 422. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
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. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
| 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 |
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов АИИС КУЭ | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Д С О У | ВК О Я О й УИ | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ВЛ 330 кВ Дербент -Хачмаз (основной) | АМТ-ОС-362/1- 6 кл.т. 0,2S Ктт = 2000/1 рег. № 39471-08 | SU 362/S кл.т. 0,2 Ктн = (3 3 0000/V3 )/(100/V3 ) рег. № 37115-08 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | о 9 09 04 30 S - S* Э .г а | (N - 3 13 09 ' ffl Т О ^ .г <и а |
| 2 | ВЛ 330 кВ Дербент -Хачмаз (контрольный) | АМТ-ОС-362/1- 6 кл.т. 0,2S Ктт = 2000/1 рег. № 39471-08 | SU 362/S кл.т. 0,2 Ктн = (3 3 0000/V3 )/(100/V3 ) рег. № 37115-08 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
| 3 | ВЛ-110 кВ Дербент-330 -Белиджи (ВЛ-110-107) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 52261-12 | НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 4 | ВЛ-110 кВ Дербент-330 -Белиджи (ВЛ-110-122) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 52261-12 | НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 5 | ВЛ-110 кВ Дербент-330 -Геджух (ВЛ-110-157) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 52261-12 | НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ВЛ-110 кВ Дербент-330 -Геджух (ВЛ-110-156) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 52261-12 | НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 7 | ВЛ-110 кВ Дербент-330 -Каякент-Тяговая (ВЛ-110-115) | ТОГ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 49001-12 | НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 8 | ВЛ-110 кВ Дербент-330 -Изберг-Северная (ВЛ-110-105) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 52261-12 | НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 9 | ВЛ-110 кВ Дербент-330 -Дербент-Северная (ВЛ-110-123) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 52261-12 | НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | о 9 09 04 30 S - S* Э .г а | (N - 3 13 09 ffl Т О ^ .г <и а |
| 10 | ПС 330 кВ Дербент ОВ-110 | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 2000/1 рег. № 52261-12 | НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 11 | КВЛ-6 кВ Ф1 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 12 | КВЛ-6 кВ Ф2 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 13 | КВЛ-6 кВ Ф4 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 14 | КВЛ-6 кВ Ф6 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 15 | КВЛ-6 кВ Ф8 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | о 9 О 04 30 S -8* Э .г ' (U а | (N - 3 13 09 PQ ^ Т О ^ .г <и а |
| 16 | КВЛ-6 кВ Ф10 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 17 | КВЛ-6 кВ Ф14 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 18 | КВЛ-6 кВ Ф16 | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 19 | КВЛ-6 кВ Ф5 | ТОЛ кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47959-11 | ЗНОЛ кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 46738-11 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 20 | КВЛ-6 кВ Ф7 | ТОЛ кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47959-11 | ЗНОЛ кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 46738-11 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 21 | КВЛ-6 кВ Ф9 | ТОЛ кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47959-11 | ЗНОЛ кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 46738-11 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
| 22 | КВЛ-6 кВ Ф11 | ТОЛ кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47959-11 | ЗНОЛ кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 46738-11 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 23 | КВЛ-6 кВ Ф13 | ТОЛ кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47959-11 | ЗНОЛ кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 46738-11 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | 4 0 009 04 30 s - S* Э .г е р | 2 - 3 13 09 ' PQ ^ Т О ^ .г е р |
| Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ 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 | Г раницы 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< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 10 (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 | |
| 11 - 18 (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 | |
| 19 - 23 (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 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо | ||
| 1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 1,8 | 1,4 | 1,0 | 1,0 |
| 0,5 | 1,5 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 - 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 2,1 | 1,3 | 0,9 | 0,9 |
| 0,5 | 1,5 | 1,0 | 0,7 | 0,7 | |
| 11 - 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,8 |
| 0,5 | - | 2,6 | 1,5 | 1,2 | |
| 19 - 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,1 | 2,5 | 1,8 | 1,8 |
| 0,5 | 2,5 | 1,6 | 1,2 | 1,2 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо | ||
| 1 - 10 (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 | |
| 11 - 18 (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 | |
| 19 - 23 (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 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо | ||
| 1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 2,2 | 1,9 | 1,6 | 1,6 |
| 0,5 | 1,9 | 1,5 | 1,4 | 1,4 | |
| 3 - 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,8 | 2,8 | 1,7 | 1,2 | 1,1 |
| 0,5 | 2,1 | 1,4 | 1,0 | 1,0 | |
| 11 - 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,5 | 2,5 | 1,9 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,6 | 1,4 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 19 - 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,5 | 2,7 | 2,0 | 1,9 |
| 0,5 | 2,9 | 1,8 | 1,4 | 1,4 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±А), с
Пр имечания
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 81(2)%p для соБф=1,0 нормируются от Ip/о, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%p и §2%Q для COSф<1,0 нормируются от 12%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой)._
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| 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 энергии | |
| ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии | |
| ГОСТ Р 52425-2005 | от +21 до +25 |
| ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| Рабочие условия: | |
| 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 Альфа А1800: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 75000 |
| комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 10000 |
| 1 | 2 |
| 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 титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | АМТ-ОС-362/1-6 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 21 шт. |
| Трансформатор тока | ТОГ-110 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 16 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 15 шт. |
| Трансформатор напряжения | SU 362/S | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 | 23 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| Комплекс измерительно-вычислительный | СТВ-01 | 1 шт. |
| Формуляр | АУВП.411711.ФСК.064.422.ФО | 1 экз. |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Дербент». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
