Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Новокиевка
| Номер в ГРСИ РФ: | 69330-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Новокиевка (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 69330-17 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Новокиевка | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 4a0a4c96-2a0a-c5b0-c715-eadcf7b12c60 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г. Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
69330-17: Описание типа
2024-69330-17.pdf
|
Скачать | 478.9 КБ | |
|
69330-17: Методика поверки
2023-mp69330-17.pdf
|
Скачать | 677.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Новокиевка (далее - 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 распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (далее - 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 (далее - 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 - 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 XML 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 конструкцию средства измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер АУВП.411711.ФСК.РИК.008.12. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее - 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.
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не оказывает влияния на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения - «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимой частью СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) являются файлы DataServer.exe, DataServer_USPD.exe.
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 СПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) СПО |
не ниже 1.0.0.4. |
|
Цифровой идентификатор СПО |
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
DataServer.exe, DataServer_U SPD.exe |
|
Примечание - Алгоритм вычисления цифрового идентификатора СПО - MD5 | |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и основные технические характеристики приведены в таблице 2, 3, 4, соответственно.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
УССВ ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 220 кВ Новокиевка, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ «Белоярово» |
ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (350)00)/\3)/(10)0)/\3) рег. № 912-70 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
RTU-325L рег. № 37288-08 |
СТВ-01 рег. № 49933-12 |
|
2 |
ПС 220 кВ Новокиевка, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ «Мазаново» |
ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
|
3 |
ПС 220 кВ Новокиевка, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ «Угловая» |
ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 150/5 рег. № 59982-15 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
|
4 |
ПС 220 кВ Новокиевка, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ «Сапроново» |
ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
|
5 |
ПС 220 кВ Новокиевка, ОРУ-35 кВ, ввод Т-1 35 кВ |
ТФЗМ кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 82927-21 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
6 |
ПС 220 кВ Новокиевка, ОРУ-35 кВ, ввод Т-2 35 кВ |
ТФЗМ кл.т 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 82927-21 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (350)00)/\3)/(10)0)/\3) рег. № 912-70 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
RTU-325L рег. № 37288-08 |
СТВ-01 рег. № 49933-12 |
|
7 |
ЗРУ-10 кВ, яч.7, Ф-12 |
ТОЛ-НТЗ кл.т 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 70747-18 |
СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
|
8 |
ЗРУ-10 кВ, яч.20, Ф-10 |
ТОЛ-НТЗ кл.т 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 70747-18 |
СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
|
9 |
ЗРУ-10 кВ, яч.18, Ф-8 |
ТОЛ-НТЗ кл.т 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 70747-18 |
СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
|
10 |
ЗРУ-10 кВ, яч.16, Ф-6 |
ТОЛ-НТЗ кл.т 0,5S Ктт = 150/5 рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 70747-18 |
СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
|
11 |
ЗРУ-10 кВ, яч.14, Ф-4 |
ТОЛ-НТЗ кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 70747-18 |
СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
|
12 |
ПС 220 кВ Новокиевка, ЩСН-0,4 кВ, ввод ТСН-1 0,4 кВ |
ТТН кл.т 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 58465-14 |
- |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
|
13 |
ПС 220 кВ Новокиевка, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Новокиевка-Строительная |
ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 59982-15 |
НКФ 220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 81472-21 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
|
14 |
ЗРУ-10 кВ, яч.10 |
ТОЛ-НТЗ кл.т 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 70747-18 |
СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 | ||
|
15 |
ЗРУ-10 кВ, яч.12 |
ТОЛ-НТЗ кл.т 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 70747-18 |
СТЭМ-300 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 71771-18 |
Продолжение таблицы 2
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков 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.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2: активная, реактивная.
3 Допускается замена УСПД и УССВ на однотипные утвержденного типа.
4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 flOWm |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 - 4, 13 (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 | |
|
5, 6 (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 | |
|
7 - 11, 14, 15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,9 |
1,1 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
2,9 |
1,7 |
1,3 |
1,3 | |
|
0,5 |
5,5 |
3,0 |
2,2 |
2,2 | |
|
12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S) |
1,0 |
1,7 |
0,9 |
0,6 |
0,6 |
|
0,8 |
2,4 |
1,4 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
4,6 |
2,7 |
1,8 |
1,8 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 flOWm |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
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 | |
|
5, 6 (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 | |
|
7 - 11, 14, 15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,5 |
2,6 |
1,9 |
1,9 |
|
0,5 |
2,7 |
1,6 |
1,3 |
1,3 | |
|
12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S) |
0,8 |
4,0 |
2,3 |
1,5 |
1,5 |
|
0,5 |
2,4 |
1,4 |
1,0 |
1,0 | |
|
13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,0 |
1,6 |
1,3 |
1,3 |
|
0,5 |
1,6 |
1,1 |
1,0 |
1,0 | |
Продолжение таблицы 3
|
Номер ИК |
COSф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 “/Сизм^т0/» |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 - 4, 13 (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 | |
|
5, 6 (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 | |
|
7 - 11, 14, 15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
2,0 |
1,3 |
1,1 |
1,1 |
|
0,8 |
3,0 |
1,8 |
1,4 |
1,4 | |
|
0,5 |
5,5 |
3,1 |
2,3 |
2,3 | |
|
12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S) |
1,0 |
1,8 |
1,0 |
0,8 |
0,8 |
|
0,8 |
2,5 |
1,5 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
4,7 |
2,8 |
1,9 |
1,9 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 “/Сизм^т0/» |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
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 | |
|
5, 6 (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 | |
|
7 - 11, 14, 15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,8 |
4,7 |
2,9 |
2,4 |
2,4 |
|
0,5 |
3,0 |
2,0 |
1,8 |
1,8 | |
|
12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S) |
0,8 |
4,4 |
2,5 |
1,7 |
1,6 |
|
0,5 |
2,8 |
1,7 |
1,2 |
1,2 | |
|
13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,4 |
2,1 |
1,9 |
1,9 |
|
0,5 |
2,0 |
1,7 |
1,6 |
1,6 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени 5 UTC(SU), (±Д), с | |||||
|
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
15 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1(5) до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности, cos9 |
0,8 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, ОС: - для счётчиков активной энергии ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 |
от +21 до +25 |
|
- для счётчиков реактивной энергии ТУ 4228-011-29056091-11, НШТВ.411152.001ТУ |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности, cos9, не менее |
0,5 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
Диапазон рабочих температур окружающей среды, ОС - для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от +10 до +30 |
|
- для УСПД |
от +10 до +30 |
|
- для сервера, УССВ ИВК |
от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч |
100000 |
|
УССВ ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
ИВКЭ: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, сутки, не менее |
45 |
|
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 эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
ТГМ |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ |
21 |
|
Трансформатор тока |
ТТН |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-НТЗ |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ 220-58 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа А1800 |
8 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СТЭМ-300 |
7 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
СТВ-01 |
1 |
|
Программное обеспечение |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
АУВП.411711.ФСК.РИК.008.12ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Новокиевка», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.
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».
Смотрите также
