Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Иртышская (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 комплесы (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) Сибири, 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 времении 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 измерительным 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 мин) 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.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 500 кВ Иртышская ПАО «ФСК 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.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), 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 из счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 мин, 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.
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 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 - 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
| | | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ |
| № ИК | Наименование ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 500 кВ ЕЭК -Иртышская (ВЛ-553) | IMB 550 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 рег. № 47845-11 ф. А, В, С | DFK 525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) рег. № 23743-02 ТН 2СШ, ф. А, В, С CPB 550 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) рег. № 15853-06 ТН 1СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 2 | ВЛ 220 кВ Мынкуль-Иртышская (224) | ТФЗМ 220Б-1У У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 рег. № 6540-78 ф. А, В, С | НДКМ-220 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 38000-08 ТН 1 СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | RTU-325 |
| 3 | ВЛ 220 кВ Валиханово-Иртышская (225) | ТФЗМ 220Б-1У У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 рег. № 6540-78 ф. А, В, С | НДКМ-220 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 38000-08 ТН 2СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | рег. № 37288-08 |
| 4 | ШСОВ-220 | ТФЗМ 220Б-1У У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 рег. № 6540-78 ф. А, В, С | НДКМ-220 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 38000-08 ТН 1 СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 5 | АТ-1-110 | ТФЗМ- 110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 рег. № 2793-88 ф. А, В, С | НКФ 110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 ТН 1 СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | АТ-2-110 | ТФЗМ- 110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 рег. № 2793-88 ф. А, В, С | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 ТН 2СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 7 | ВЛ 110 кВ Иртышская -Иртышская-тяг (C-165) | ТФЗМ- 110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 рег. № 2793-88 ф. А, В, С | НКФ 110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 ТН 1 СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 8 | ВЛ 110 кВ Иртышская -Иртышская-тяг (С-166) | ТФЗМ-110Б-Ш У1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 рег. № 2793-88 ф. А, В, С | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 ТН 2СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | RTU-325 рег. № 37288-08 |
| 9 | ВЛ 110 кВ Любовка-Иртышская (С-168) | ТГФМ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 36672-08 ф. А, В, С | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 ТН 2СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 10 | ВЛ 110 кВ Иртышская -Сибирская-оросительная (С-171) | ТГФМ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 36672-08 ф. А, В, С | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 ТН 1 СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 11 | ВЛ 110 кВ Талапкер -Иртышская (С-167) | ТГФМ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 36672-08 ф. А, В, С | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 ТН 1 СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | ВЛ 110 кВ Иртышская -Татарская (С-170) | ТФЗМ- 110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 рег. № 2793-88 ф. А, В, С | НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 ТН 2СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 13 | ОВ-110 | ТГФМ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 36672-08 ф. А, В, С | НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 ТН 1СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 14 | Ф.10 кВ №6 | ТОЛ-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 47959-11 ф. А, В, С | НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 ТН 2СШ, ф. А, В, С | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | RTU-325 рег. № 37288-08 |
| 15 | ЩСН-0,4 кВ Ф. 9 | ТК-20 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1407-60 ф. А, С ТШ-20 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1407-60 ф. В | - | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | |
| 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 |
| 51(2)%, | 55 %, | 5 2 О % , | 5ю0 %, |
| I1(2)% £ 1 изм< 1 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | % % О о I1 V S м и 1 VI % о 2 I | I100 %£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,0 | 0,6 | 0,5 | 0,5 |
| 0,9 | 1,0 | 0,7 | 0,5 | 0,5 |
| 0,8 | 1,1 | 0,8 | 0,6 | 0,6 |
| 0,7 | 1,3 | 0,9 | 0,7 | 0,7 |
| 0,5 | 1,8 | 1,3 | 0,9 | 0,9 |
| 2 - 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | 1,7 | 0,9 | 0,7 |
| 0,9 | - | 2,2 | 1,2 | 0,8 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,4 | 1,0 |
| 0,7 | - | 3,4 | 1,8 | 1,3 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,7 | 1,9 |
| 5 - 8, 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,9 | - | 2,3 | 1,3 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 |
| 0,7 | - | 3,5 | 1,9 | 1,5 |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,9 | 2,2 |
| 9 - 11, 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,9 | 1,2 | 0,9 | 0,8 | 0,8 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,7 | 1,5 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,5 | 2,1 | 1,7 | 1,4 | 1,4 |
| 14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| 0,9 | 2,1 | 1,3 | 1,0 | 1,0 |
| 0,8 | 2,5 | 1,6 | 1,2 | 1,2 |
| 0,7 | 3,1 | 2,0 | 1,5 | 1,5 |
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,2 | 2,2 |
| 15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | 1,7 | 0,9 | 0,6 |
| 0,9 | - | 2,2 | 1,1 | 0,8 |
| 0,8 | - | 2,7 | 1,4 | 0,9 |
| 0,7 | - | 3,4 | 1,7 | 1,2 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,6 | 1,8 |
| 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 |
| 62%, | 55 %, | 5 2 О % , | 6100 %, |
| I2% £ 1 изм< 1 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | % % О О н^ V м м и 1 VI % о 2 I | I100 %£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | 2,8 | 1,7 | 1,2 | 1,2 |
| 0,8 | 2,1 | 1,3 | 0,9 | 0,9 |
| 0,7 | 1,8 | 1,1 | 0,8 | 0,8 |
| 0,5 | 1,5 | 1,0 | 0,7 | 0,7 |
| 2 - 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | - | 6,3 | 3,2 | 2,2 |
| 0,8 | - | 4,3 | 2,2 | 1,6 |
| 0,7 | - | 3,4 | 1,8 | 1,3 |
| 0,5 | - | 2,5 | 1,4 | 1,0 |
| 5 - 8, 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | 6,4 | 3,5 | 2,6 |
| 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,8 |
| 0,7 | - | 3,5 | 1,9 | 1,5 |
| 0,5 | - | 2,6 | 1,5 | 1,2 |
| 9 - 11, 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | 3,0 | 2,1 | 1,7 | 1,7 |
| 0,8 | 2,3 | 1,6 | 1,3 | 1,3 |
| 0,7 | 1,9 | 1,4 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | 1,6 | 1,2 | 1,0 | 0,9 |
| 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | 5,7 | 3,6 | 2,6 | 2,6 |
| 0,8 | 4,0 | 2,5 | 1,9 | 1,9 |
| 0,7 | 3,2 | 2,0 | 1,5 | 1,5 |
| 0,5 | 2,4 | 1,5 | 1,2 | 1,2 |
| 15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | 6,2 | 3,1 | 2,1 |
| 0,8 | - | 4,3 | 2,2 | 1,5 |
| 0,7 | - | 3,4 | 1,7 | 1,2 |
| 0,5 | - | 2,5 | 1,3 | 1,0 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 5 2 О % , | 5ю0 %, |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % IA нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | % % О о I1 V м м и 1 VI % о 2 I | I100 “/о^изм^ШУо |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,2 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,9 | 1,2 | 0,9 | 0,8 | 0,8 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,7 | 1,5 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| 0,5 | 1,9 | 1,4 | 1,1 | 1,1 |
| 2 - 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,9 | - | 2,3 | 1,3 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 |
| 0,7 | - | 3,5 | 1,9 | 1,4 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,8 | 2,0 |
| 5 - 8, 12 (Счетчик 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 |
| 9 - 11, 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,9 | 1,3 | 1,1 | 1,0 | 1,0 |
| 0,8 | 1,5 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 0,7 | 1,6 | 1,3 | 1,2 | 1,2 |
| 0,5 | 2,2 | 1,8 | 1,6 | 1,6 |
| 14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,9 | 2,1 | 1,4 | 1,2 | 1,2 |
| 0,8 | 2,6 | 1,7 | 1,4 | 1,4 |
| 0,7 | 3,2 | 2,0 | 1,6 | 1,6 |
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,3 | 2,3 |
| 15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,0 | 0,8 |
| 0,9 | - | 2,3 | 1,3 | 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 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 52%, | 55 %, | 5 2 О % , | 5ю0 %, |
| I2% £ I изм< 1 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | % % 0 0 I1 < м м и 1 VI % 0 2 I | I100 “/о^изм^ШУо |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | 3,6 | 2,1 | 1,4 | 1,3 |
| 0,8 | 2,8 | 1,7 | 1,2 | 1,1 |
| 0,7 | 2,4 | 1,5 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | 2,1 | 1,4 | 1,0 | 1,0 |
| 2 - 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | - | 6,4 | 3,3 | 2,3 |
| 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,7 |
| 0,7 | - | 3,5 | 1,9 | 1,5 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,5 | 1,2 |
| 5 - 8, 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | 6,5 | 3,6 | 2,7 |
| 0,8 | - | 4,5 | 2,5 | 1,9 |
| 0,7 | - | 3,6 | 2,1 | 1,6 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,6 | 1,4 |
| 9 - 11, 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | 3,8 | 2,5 | 1,9 | 1,8 |
| 0,8 | 2,9 | 1,9 | 1,5 | 1,4 |
| 0,7 | 2,6 | 1,7 | 1,3 | 1,3 |
| 0,5 | 2,2 | 1,5 | 1,2 | 1,2 |
| 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | 5,8 | 3,8 | 3,0 | 3,0 |
| 0,8 | 4,2 | 2,9 | 2,3 | 2,3 |
| 0,7 | 3,4 | 2,4 | 2,0 | 2,0 |
| 0,5 | 2,7 | 2,0 | 1,7 | 1,7 |
| 15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | 6,4 | 3,2 | 2,2 |
| 0,8 | - | 4,4 | 2,3 | 1,6 |
| 0,7 | - | 3,5 | 1,9 | 1,4 |
| 0,5 | - | 2,6 | 1,5 | 1,2 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (D), с | 5 |
Примечания:
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | 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 U^ | 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 -40 до +50 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для УСПД | от +10 до +30 |
| 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 | 100000 |
| 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 паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | IMB 550 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 220Б-ГУ У1 | 9 шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ- 110Б-ШУ1 | 12 шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-П У1 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 II* | 12 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТК-20 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТШ-20 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | DFK 525 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | CPB 550 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НДКМ-220 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66У3 | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 | 15 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 2 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-5671-500-2018 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711.ФСК.025.02.030.ПС-ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5671-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Иртышская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.11.2018 г. Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными 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;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- 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.
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 500 кВ Иртышская».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Иртышская
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
74222-19: Методика поверки РТ-МП-5671-500-2018Скачать5.2 Мб