Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Правобережная (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
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), 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 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 «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой 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.
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.
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.
Программное обеспечение
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 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| | | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | |
| № ИК | Наименование ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 110 кВ Красноярская ТЭЦ-2 -Заводская II цепь с отпайками (С-210) | CA 123 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 23747-02 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 2 | ВЛ 110 кВ Правобережная -Злобинская I цепь с отпайками (С-207) | ТФНД кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 65722-16 | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 3 | ВЛ 110 кВ Правобережная -Злобинская II цепь с отпайками (С-208) | ТФНД кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 65722-16 | НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| | | CA 123 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 23747-02 | НКФ110-83У1 | | |
| 4 | ОВ-110 кВ | кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | RTU-325T рег. № 44626-10 |
| 5 | 1АТ 1сек. 10 кВ | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 6 | 1АТ 3сек. 10 кВ | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 7 | 2АТ 2сек. 10 кВ | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 8 | 2АТ 4сек. 10 кВ | ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 9 | яч.10 СН-3 6 кВ | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 10 | яч.12 СН-2 6 кВ | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 11 | яч.5 СН-1 6 кВ | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | Ф.601 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-325T рег. № 44626-10 |
| 13 | Ф.607 | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 814-53 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 14 | Ф.609 | ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 518-50 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 15 | Ф.610 | ТПОЛ кл.т 0,5S Ктт = 150/5 рег. № 47958-11 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 16 | Ф.611 | ТЛП-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 30709-11 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 17 | Ф.614 | ТПФ кл.т 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 517-50 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 18 | Ф.615 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 19 | Ф.616 | ТЛП-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 30709-11 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 20 | Ф.617 | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 814-53 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 21 | Ф.618 | ТПФ кл.т 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 517-50 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 22 | Ф.621 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 23 | Ф.627 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 24 | Ф.628 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 25 | Ф.629 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-325T рег. № 44626-10 |
| 26 | Ф.630 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 27 | Ф.633 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 28 | Ф.635 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 29 | Ф.636 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 30 | Ф.620 | ТПОЛ-СВЭЛ кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 70109-17 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 31 | Ф.622 | ТПОЛ-СВЭЛ кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 70109-17 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 32 | Ф.632 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 33 | яч. 13, 3ТСН 6 кВ | ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 814-53 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
| 34 | 21-Т 0,4 кВ | ТШ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1407-60 | - | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 35 | 22-Т 0,4 кВ | ТШ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1407-60 | - | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 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 | СОЭф | 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)% — I изм< I 5 % | о 2 I < S К I VI 5 I | 0% 0 I1 < S К 1 VI 0 2 I | 0% 2 I1 — зм К I —% 0 0 II |
| 1, 4 (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 |
| 2 (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 |
| 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 |
| 5 - 14, 17, 18, 20 - 29, 32, 33 (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 |
| 15, 16, 19, 30, 31 (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 |
| 34, 35 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | 1,7 | 0,9 | 0,6 |
| 0,8 | - | 2,7 | 1,4 | 0,9 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,6 | 1,8 |
| Номер ИК | cosф | 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 %, |
| 5 I < S К I VI 2% I | о 2 I < S К I VI 5 I | I20 %—!изм<! 100% | 0% 2 I1 — зм К I —% 0 0 II |
| 1, 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,3 | 1,6 | 1,3 | 1,3 |
| 0,5 | 1,6 | 1,2 | 1,0 | 0,9 |
| 2 (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 |
| 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 |
| 5 - 14, 17, 18, 20 - 29, 32, 33 (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 |
| 15, 16, 19, 30, 31 (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 |
| 34, 35 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,8 | - | 4,3 | 2,2 | 1,5 |
| 0,5 | - | 2,5 | 1,3 | 1,0 |
| Номер ИК | СОЭф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, |
| I1(2)% — I изм< I 5 % | о 2 I < S К I VI 5 I | 0% 0 I1 < S К 1 VI 0 2 I | 0% 2 I1 — зм К I —% 0 0 II |
| 1, 4 (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 |
| 2 (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 |
| 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 |
| 5 - 14, 17, 18, 20 - 29, 32, 33 (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 |
| 15, 16, 19, 30, 31 (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 |
| 34, 35 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,0 | 0,8 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,5 | 1,1 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,7 | 1,9 |
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, |
| 5 I < S К I VI 2% I | о 2 I < S К I VI 5 I | I20 %—!изм<! 100% | 0% 2 I1 — зм К I —% 0 0 II |
| 1, 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,9 | 1,9 | 1,5 | 1,4 |
| 0,5 | 2,2 | 1,5 | 1,2 | 1,2 |
| 2 (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 |
| 3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,7 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,5 | 1,2 |
| 5 - 14, 17, 18, 20 - 29, 32, 33 (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 |
| 15, 16, 19, 30, 31 (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 |
| 34, 35 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,8 | - | 4,4 | 2,3 | 1,6 |
| 0,5 | - | 2,6 | 1,5 | 1,2 |
| 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 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 |
| 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 Альфа А1800: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД RTU-325^ | |
| - средняя наработка до отказа, 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Госреестр | Кол. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | CA 123 | 23747-02 | 6 |
| Трансформатор тока | ТФНД-110М II | 65722-16 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2473-69 | 12 |
| Трансформатор тока измерительные | ТВЛМ-10 | 1856-63 | 6 |
| Трансформатор тока | ТП0Л-10 | 1261-59 | 22 |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 814-53 | 6 |
| Трансформатор тока | ТП0Ф-10 | 518-50 | 2 |
| Трансформатор тока проходные | ТПОЛ | 47958-11 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10-2 | 30709-11 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПФ | 517-50 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10-3 | 30709-11 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-СВЭЛ | 70109-17 | 6 |
| Трансформатор тока стационарные | ТШ-20 | 1407-60 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 1188-84 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ | 60353-15 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66У3 | 831-69 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Счетчик электрической энергии грехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 31857-06 | 6 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 31857-11 | 29 |
| УСПД | RTU-325T | 44626-10 | 1 |
| Радиосервер точного времени | РСТВ-01 | 40586-12 | 1 |
| Методика поверки | МП-014-2021 | - | 1 экз. |
| Формуляр | РЭМ-ПТР-2019.С025-ФО | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Правобережная», 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 220 кВ Правобережная
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
81970-21: Методика поверки МП-014-2021Скачать9.9 Мб