Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Рославль". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Рославль"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1911 п. 28 от 26.11.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Рославль» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ «Рославль» ОАО «ФСК ЕЭС».

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительный комплекс (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

- синхронизацию шкалы времени ИВК;

- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада) не менее 3,5 лет;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые

Лист № 2

Всего листов 10 усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью канала сотовой связи стандарта GSM (основной канал связи). При отказе основного канала связи осуществляется ручной сбор.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО 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.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит радиосервер точного времени типа РСТВ-01 (Госреестр № 40586-09). Радиосервер точного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются с помощью УССВ (в составе УСПД), коррекция проводится при расхождении часов УСПД на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с.. Поправка часов  счетчиков  согласно  описанию  типа  ± 0,5  с,    а с  учетом  температурной

составляющей - ± 1,5 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - 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 - Сведения о программном обеспечении

Идентификацион ное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификационное наименование файла программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»

№ 1.00

D233ED6393702747769

A45DE8E67B57E

ПО АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Рославль»

MD5

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ

№ ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней ИК

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

ИВКЭ (УСПД)

1

2

3

4

5

6

1

ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Рославль - Дубровская (ВЛ-842)

ТФЗМ-110Б кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 8426, 8400, 8382 Госреестр № 2793-88

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 4258; 4234; 4247 Госреестр № 14205-94

EA05RAL-P3C-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01063464 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

1

2

3

4

5

6

2

ОВ 110 кВ

ТФЗМ-110Б кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Зав. № 4773; 4796; 4802 Госреестр № 2793-88

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 27358, 27513, 27222 Госреестр № 14205-94

EA05RAL-P3C-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01053687 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

3

ВЛ 330 кВ Рославль -Кричев

СА 362 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 Зав. № 12011967/3; 12011967/2; 12011967/1 Госреестр № 23747-02

НКФ-330-73 кл.т 0,5 Ктн = (330000/^3)/(100/^3) Зав. № 8662; 8660; 8536 Госреестр № 1443-61

А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01245960 Госреестр № 31857-11

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

4

ВЛ 330 кВ САЭС -Рославль 1

ТФМ 330 кл.т 0,2 Ктт = 2000/1 Зав. № 771553; 771552; 771551 Госреестр № 22741-02

СРВ 362 кл.т 0,2 Ктн = (330000/^3)/(100/^3) Зав. № 8646996; 8646994;8646995 Госреестр № 15853-06

А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01245959

Госреестр № 31857-11

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

5

ВЛ 330 кВ САЭС -Рославль 2

СА 362 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 Зав. № 11006217/28; 11006217/29; 11006217/26 Госреестр № 23747-02

СРВ 362 кл.т 0,2 Ктн = (330000/^3)/(100/^3) Зав. № 8820679, 8820681,8820680 Госреестр № 15853-06

А1802 RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01245961

Госреестр № 31857-11

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

6

ВЛ 110 кВ Рославль -Ершичи с отпайкой на ПС Индустриальная (ВЛ-159)

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 13746; 45716; 13713 Госреестр № 2793-71

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 27358; 27513; 27222 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4D-4

кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090373 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

7

ВЛ 110 кВ Рославль -Пригорье с отпайкой на ПС Индустриальная (ВЛ198)

ТФЗМ 150А кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2439; 2400; 2440 Госреестр № 5313-76

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 4258; 4234; 4247 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090287 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

8

ВЛ 110 кВ Рославль -Рославль-110 с отпайкой на ПС Промышленная I цепь (ВЛ-149)

ТГФ110-П* кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 2210; 2209; 2208 Госреестр № 34096-07

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 27358; 27513; 27222 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090482 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

9

ВЛ 110 кВ Рославль -Рославль-110 с отпайкой на ПС Промышленная II цепь (ВЛ-148)

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 15353; 15471; 15438 Госреестр № 2793-71

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 4258; 4234; 4247 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090474 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

10

ВЛ 110 кВ Рославль -Рославль-110 I цепь (ВЛ197)

ТФЗМ-110Б кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 26112; 26110; 26102 Госреестр № 2793-88

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 27358; 27513; 27222 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090483 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

11

ВЛ 110 кВ Рославль -Рославль-110 II цепь (ВЛ196)

ТФЗМ-110Б кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 26126; 28970; 26100 Госреестр № 2793-88

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 4258; 4234; 4247 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090291 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

1

2

3

4

5

6

12

ВЛ 110 кВ Барсуки -Рославль (ВЛ-161)

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 12918; 13657; 13656 Госреестр № 2793-71

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 27358; 27513; 27222 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4E-4

кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090284 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

13

ВЛ 110 кВ Стодолище -Рославль (ВЛ-194)

ТФЗМ-110Б кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 26111; 26106; 26125 Госреестр № 2793-88

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 4258; 4234; 4247 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090362 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

14

ВЛ 10 кВ ВЛ-1008 (ТСН-3)

ТШ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 49106; 49104;

49125 Госреестр № 05025-75

-

EA02RAL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100284 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 004730 Госреестр № 37288-08

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм< I 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—1120%

1

2

3

4

5

6

1, 2, (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,0

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,6

3 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,0

±1,0

±1,0

0,8

±1,5

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,7

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

4 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2)

1,0

-

±1,1

±0,8

±0,7

0,9

-

±1,2

±0,9

±0,8

0,8

-

±1,4

±0,9

±0,8

0,7

-

±1,6

±1,0

±0,9

0,5

-

±2,1

±1,3

±1,1

6, 7, 9 - 13 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

-

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

±1,0

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

±1,4

0,7

±3,6

±2,0

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

1

2

3

4

5

6

14 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5)

1,0

-

±1,8

±1,0

±0,8

0,9

-

±2,2

±1,2

±1,0

0,8

-

±2,8

±1,5

±1,1

0,7

-

±3,4

±1,8

±1,3

0,5

-

±5,3

±2,7

±1,9

5 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,2

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,8

±0,8

0,7

±1,6

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±2,1

±1,4

±1,1

±1,1

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм< I 5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—1120%

1

2

3

4

5

6

1, 2, (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±7,4

±5,2

±4,2

0,8

-

±5,7

±4,1

±3,8

0,7

-

±5,0

±3,8

±3,6

0,5

-

±4,4

±3,5

±3,4

3 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±2,6

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±1,8

±1,3

±1,1

±1,1

0,7

±1,5

±1,1

±1,0

±1,0

0,5

±1,2

±0,9

±0,8

±0,8

4 (Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2)

0,9

-

±2,3

±1,3

±1,0

0,8

-

±1,6

±0,9

±0,7

0,7

-

±1,3

±0,8

±0,6

0,5

-

±1,1

±0,6

±0,5

6, 7, 9 - 13 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±6,3

±3,4

±2,5

0,8

-

±4,3

±2,3

±1,7

0,7

-

±3,4

±1,9

±1,4

0,5

-

±2,4

±1,4

±1,1

8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,9

±6,3

±3,4

±2,5

±2,5

0,8

±4,3

±2,3

±1,7

±1,7

0,7

±3,4

±1,9

±1,4

±1,4

0,5

±2,4

±1,4

±1,1

±1,1

14 (Сч. 0,5; ТТ 0,5)

0,9

-

±6,2

±3,1

±2,1

0,8

-

±4,2

±2,1

±1,4

0,7

-

±3,3

±1,6

±1,1

0,5

-

±2,3

±1,2

±0,8

1

2

3

4

5

6

5 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±2,3

±1,3

±1,0

±1,0

0,8

±1,6

±0,9

±0,7

±0,7

0,7

±1,3

±0,8

±0,6

±0,6

0,5

±1,1

±0,6

±0,5

±0,5

Примечания:

1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений Si(2)%P и Si(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%;

2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

3 Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;

- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; УСПД - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;

- частота - (50 ± 0,15) Гц.

4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Uk1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 ^1н1 до 1,2-1н1;

- частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1 •ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 1,2^1н2;

- частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

- счетчики электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

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).

Глубина хранения информации:

- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол-во, шт.

1

2

3

1 Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б

14

2 Трансформатор тока

СА 362

6

3 Трансформатор тока

ТФМ 330

3

4 Трансформатор тока измерительный

ТФНД-110М

9

5 Трансформатор тока

ТФЗМ 150А

3

6 Трансформатор тока

ТГФ110-И*

3

7 Трансформатор тока

ТШ-0,66

3

8 Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

6

9 Трансформатор напряжения

НКФ-330-73

3

10 Трансформатор напряжения

СРВ 362

6

1

2

3

11 Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA05RAL-P3C-4

2

12 Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

А1802 RALXQ-P4GB-DW-4

3

13 Счетчик электрической энергии многофункциональный

EA02RAL-P4B-4

9

14 Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов

RTU-325

1

15 Методика поверки

МП 1944/500-2014

1

16 Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.016.02.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1944/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Рославль». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" в октябре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

- для счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;

- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по методике поверки МП-22030042-2006, утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Рославль».

Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/120-2014 от 07.10.2014 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".

2 ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".

3 ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения".

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание