Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220/110/10 кВ «Северная» (далее по тексту -АИИС КУЭ ПС «Северная») предназначена для измерений, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ ПС «Северная», предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Описание
АИИС КУЭ ПС «Северная», представляет собой двухуровневую информационноизмерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Первый уровень (нижний) состоит из установленных на объектах контроля электронных счетчиков активной и реактивной электроэнергии с цифровым интерфейсом RS-485 по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), измерительных трансформаторов тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001 и измерительных трансформаторов напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных, образующих 14 измерительных каналов (далее по тексту - ИК) системы.
Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), с функцией информационно-вычислительного комплекса (далее по тексту - ИВК), в который входит устройство сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД), обеспечивающее интерфейс доступа к ИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры), коммутационные средства, рабочие станции (далее по тексту - АРМ).
Передача данных с УСПД осуществляется на сервере ОАО «ФСК ЕЭС», который входит в АИИС КУЭ ЕНЭС, внесенную в Государственный реестр средств измерений под № 45673-10.
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам
учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы
времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ПС «Северная» измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код.
Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация передается в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, где происходит накопление и отображение собранной информации. Полный перечень информации, передаваемой на ИВКЭ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМа к базе данных. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ ПС «Северная» к другому, используются проводные линии связи (ВОЛС) и GSM-сеть, в качестве резервного канала.
АИИС КУЭ ПС «Северная» имеет устройство синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника. Коррекция времени в УСПД производится не реже одного раза в сутки, по сигналам от (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ПС «Северная» соответствуют критериям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям НП «Совет рынка» и ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращения активной электрической энергии, календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ПС «Северная» трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.
Для защиты информации и измерительных каналов АИИС КУЭ ПС «Северная» от несанкционированного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ПС «Северная», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
ПО RTU325H обеспечивает косвенные измерения и учет электрической энергии мощности при сборе данных со счетчиков, синхронизацию времени подчиненных счетчиков, имеющих встроенные часы.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов УСПД и определяются классом применяемых ТТ и ТН (кл. точности 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5), классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5S).
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ПС «Северная», приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентиф икационное наименование программного обеспечения | Наименование файла | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО RTU-325H | модуль управления системным временем | ad-just_tim e | Версия 2 | a9b6290cb27bd3d4b 62e671436cc8fd7 | MD5 RFC1321 |
| расчетный модуль преобразования к именованным вели чинам | calcu-late_com m | Версия 2 | 54dc3949e7b311616 1f4132d4718f85d |
| внешний модуль генерации отчета цифровых идентификаторов | RTU325 _calc_ha sh.7z | Версия 2 | 342bd97e3b62d94f2 22186f8c0ad0ee6 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2
| Параметр | Значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергии | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220+22 50+1 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от +5 до +35 от -40 до +40 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25; 0,1 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 110; 10 |
| Первичные номинальные токи, кА | 2; 0,3 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 1; 5 |
| Количество точек измерения, шт. | 14 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
Продолжение таблицы 2____________________________________________________________
| Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 3
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электрической энергии (для рабочих условий эксплуатации), 5 э %.
| № ИК | Состав ИК* | cos ф (sin ф) | 3 1(2)%I I1(2)%<I<I5% | 3 5%I I5%, I I2(>'% | 3 20%I I20%<I<I100% | 3 100%I I100%<I<I120% |
| 1-10 | ТТ 0,2S ТН 0,2 Сч 0,2S (активная энергия) | 1 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| ТТ 0,2S ТН 0,2 Сч 0,5 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | ±2,6 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 (0,87) | ±3,0 | ±1,7 | ±1,1 | ±1,1 |
| 11-14 | ТТ 0,5S ТН 0,5 Сч 0,5S (активная энергия) | 1 | ±2,5 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,4 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,7 | ±2,7 |
| ТТ 0,5S ТН 0,5 Сч 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | ±5,7 | ±4,2 | ±3,9 | ±3,9 |
| 0,5 (0,87) | ±4,4 | ±3,7 | ±3,6 | ±3,6 |
Примечание: ИК - измерительный канал.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в методике поверки АИИС КУЭ ПС «Северная».
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (5 р ), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
= ±, 52
KKe ■ 100%
, 1000PT I ср
, где
5 р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
5 э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измерения
электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
5= =——--100%, где
р.корр. 3600Т
ср
—t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках
(в секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220/110/10 кВ «Северная» типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблице 4 и 5.
Таблица 4
| Канал учета | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Наименование средств измерений | Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Г осреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220/110/10 кВ «Северная» | УСПД | RTU-325H № 005565 Рег. № 44626-10 | |
| 1 | ВЛ 110 кВ Северная - Металлургическая Левая (ВЛ 110 кВ Связь - левая) | ТТ | IOSK I1/I2 = 2000/1 класс точности 0,2S №№ 2086931; 2086916; 2086932 Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А (номинальный вторичный) |
| ТН | TEMP 123 U1/U2 = 110000/100 класс точности 0,2 №№ T09015703; T09015702; T09015701 Рег. № 25474-03 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EPQS класс точности 0,2S/0,5 № 888027 1ном= 1 А Рег. № 25971-06 | Ном. ток 1 А, энергия актив-ная/реактивная |
| Канал учета | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Наименование средств измерений | Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Г осреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 2 | Северная - Металлургическая Правая (ВЛ 110 кВ Связь - правая) | ТТ | IOSK I1/I2 = 2000/1 класс точности 0,2S №№ 2086917; 2086930; 2086942 Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А (номинальный вторичный) |
| ТН | TEMP 123 U1/U2 = 110000/100 класс точности 0,2 №№ T09015706; T09015705; T09015704 Рег. № 25474-03 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EPQS класс точности 0,2S/0,5 № 888026 1ном= 1 А Рег. № 25971-06 | Ном. ток 1 А, энергия активная/ реактивная |
| 3 | ВЛ 110 кВ Северная -Двуречки с отпайками Левая (ВЛ 110 кВ Двуречки Левая) | ТТ | IOSK I1/I2 = 2000/1 класс точности 0,2S №№ 2086923; 2086925; 2086940 Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А (номинальный вторичный) |
| ТН | TEMP 123 U1/U2 = 110000/100 класс точности 0,2 №№ T09015706; T09015705; T09015704 Рег. № 25474-03 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EPQS класс точности 0,2S/0,5 № 888028 1ном= 1 А Рег. № 25971-06 | Ном. ток 1 А, энергия активная/ реактивная |
| 4 | ВЛ 110 кВ Северная -Двуречки с отпайками Правая (ВЛ 110 кВ Двуречки Правая) | ТТ | IOSK I1/I2 = 2000/1 класс точности 0,2S №№ 2086905; 2086938; 2086906 Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А (номинальный вторичный) |
| ТН | TEMP 123 U1/U2 = 110000/100 класс точности 0,2 №№ T09015703; T09015702; T09015701 Рег. № 25474-03 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EPQS класс точности 0,2S/0,5 № 888029 1ном= 1 А Рег. № 25971-06 | Ном. ток 1 А, энергия активная/ реактивная |
| Канал учета | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Наименование средств измерений | Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Г осреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 5 | ВЛ 110 кВ Северная -Г идрооборудование Левая (ВЛ 110 кВ 2 А Левая) | ТТ | IOSK I1/I2 = 2000/1 класс точности 0,2S №№ 2086918; 2086934; 2086922 Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А (номинальный вторичный) |
| ТН | TEMP 123 U1/U2 = 110000/100 класс точности 0,2 №№ T09015706; T09015705; T09015704 Рег. № 25474-03 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EPQS класс точности 0,2S/0,5 № 888030 1ном= 1 А Рег. № 25971-06 | Ном. ток 1 А, энергия активная/ реактивная |
| 6 | ВЛ 110 кВ Северная -Г идрооборудование Правая ВЛ 110 кВ 2 А Правая | ТТ | IOSK I1/I2 = 2000/1 класс точности 0,2S №№ 2086937; 2086929; 2086936 Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А (номинальный вторичный) |
| ТН | TEMP 123 U1/U2 = 110000/100 класс точности 0,2 №№ T09015703; T09015702; T09015701 Рег. № 25474-03 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EPQS класс точности 0,2S/0,5 № 888033 1ном= 1 А Рег. № 25971-06 | Ном. ток 1 А, энергия активная/ реактивная |
| 7 | ПС 220/110/10 кВ Северная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, КВЛ 110 кВ Северная - ГПП-18 2 цепь | ТТ | IOSK I1/I2 = 2000/1 класс точности 0,2S №№ 2086939; 2086921; 2086908 Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А (номинальный вторичный) |
| ТН | TEMP 123 U1/U2 = 110000/100 класс точности 0,2 №№ T09015703; T09015702; T09015701 Рег. № 25474-03 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EPQS класс точности 0,2S/0,5 № 888024 1ном= 1 А Рег. № 25971-06 | Ном. ток 1 А, энергия активная/ реактивная |
| Канал учета | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Наименование средств измерений | Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Г осреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 8 | ПС 220/110/10 кВ Северная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Северная ГПП-17 | ТТ | IOSK I1/I2 = 2000/1 класс точности 0,2S №№ 2086941; 2086935; 2086911 Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А (номинальный вторичный) |
| ТН | TEMP 123 U1/U2 = 110000/100 класс точности 0,2 №№ T09015706; T09015705; T09015704 Рег. № 25474-03 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EPQS класс точности 0,2S/0,5 № 888032 1ном= 1 А Рег. № 25971-06 | Ном. ток 1 А, энергия активная/ реактивная |
| 9 | ПС 220/110/10 кВ Северная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Северная - ГПП-1 (ВЛ 110 кВ ГПП-1) | ТТ | IOSK I1/I2 = 2000/1 класс точности 0,2S №№ 2086943; 2086927; 2086920 Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А (номинальный вторичный) |
| ТН | TEMP 123 U1/U2 = 110000/100 класс точности 0,2 №№ T09015703; T09015702; T09015701 Рег. № 25474-03 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EPQS класс точности 0,2S/0,5 № 888025 1ном= 1 А Рег. № 25971-06 | Ном. ток 1 А, энергия активная/ реактивная |
| 10 | ПС 220/110/10 кВ Северная, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, КВЛ 110 кВ Северная - ГПП-18 1 цепь | ТТ | IOSK I1/I2 = 2000/1 класс точности 0,2S №№ 2086919; 2086914; 2086928 Рег. № 26510-09 | Ток, 1 А (номинальный вторичный) |
| ТН | TEMP 123 U1/U2 = 110000/100 класс точности 0,2 №№ T09015706; T09015705; T09015704 Рег. № 25474-03 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EPQS класс точности 0,2S/0,5 № 888023 1ном= 1 А Рег. № 25971-06 | Ном. ток 1 А, энергия активная/ реактивная |
| Канал учета | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Наименование средств измерений | Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Г осреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 11 | ВЛ 10 кВ Северная -ТП Пансионат (ВЛ 10 кВ Пансионат) | ТТ | ТЛО-10 I1/I2 = 300/5 класс точности 0,5 S №№ 6148; 6136; 6138 Рег. № 25433-08 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| ТН | ЗНОЛП U1/U2 = 10000/100 класс точности 0,5 №№ 6148; 6145; 6142 Рег. № 23544-07 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,5S/1 № 0803090520 1ном= 5 А Рег. № 36697-08 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 12 | ВЛ 10 кВ Северная -ТП Первомайский (ВЛ 10 кВ Первомайский) | ТТ | ТЛО-10 I1/I2 = 300/5 класс точности 0,5 S №№ 6141; 6134; 6132 Рег. № 25433-08 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| ТН | ЗНОЛП U1/U2 = 10000/100 класс точности 0,5 №№ 6134; 6130; 6146 Рег. № 23544-07 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,5S/1 № 0803090515 1ном= 5 А Рег. № 36697-08 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 13 | ВЛ 10 кВ Северная -ТП Казинка (ВЛ 10 кВ Казинка) | ТТ | ТЛО-10 I1/I2 = 300/5 класс точности 0,5 S №№ 6135; 6145; 6137 Рег. № 25433-08 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| ТН | ЗНОЛП U1/U2 = 10000/100 класс точности 0,5 №№ 6148; 6145; 6142 Рег. № 23544-07 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,5S/1 № 0803090369 1ном= 5 А Рег. № 36697-08 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| Канал учета | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Наименование средств измерений | Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Г осреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 14 | ВЛ 10 кВ ПС 220 кВ Металлургическая -ПС 220 кВ Северная (ВЛ 10 кВ Металлургическая) | ТТ | ТЛО-10 I1/I2 = 300/5 класс точности 0,5 S №№ 6149; 6144; 6146 Рег. № 25433-08 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| ТН | ЗНОЛП U1/U2 = 10000/100 класс точности 0,5 №№ 6138; 6147; 6407 Рег. № 23544-07 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,5S/1 № 0803090380 1ном= 5 А Рег. № 36697-08 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ ПС «Северная»: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ ПС «Северная» как его неотъемлемая часть.
Таблица 5
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для АИ-ИС КУЭ ПС «Северная» |
| УСПД RTU-325H | 1 шт. |
| АРМ стационарный | 1 шт. |
| Коммутатор | 1 шт. |
| Формуляр НВЦП.422200.056.ФО | 1 экземпляр |
| Методика поверки НВЦП.422200.056.МП | 1 экземпляр |
| Руководство по эксплуатации НВЦП.422200.056.РЭ | 1 экземпляр |
| Программное обеспечение электросчетчиков | Состав программных модулей оп- |
| Программное обеспечение УСПД RTU-325H | ределяется заказом потребителя |
| Устройство синхронизации системного времени (УССВ) № 001079 | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу НВЦП.422200.056.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220/110/10 кВ «Северная». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 18.04.2011 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки, утвержденной Нижегородским ЦСМ в 2007г.;
- средства поверки комплексов аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД RTU-325H в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе: «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220/110/10 кВ «Северная» Руководство по эксплуатации». НВЦП.422200.056.РЭ.
Нормативные документы
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
