Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Артем
| Номер в ГРСИ РФ: | 74280-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Артем (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 74280-19 | |||||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Артем | |||||||||
| Приказы |
№1137 от
11.06.2026
— О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений
|
|||||||||
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
|||||||||
| Характер производства | Единичное | |||||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 7a496d3f-3da4-91f2-b479-d3bc45b97187 | |||||||||
| Испытания |
|
|||||||||
Производитель / Заявитель
ПАО «ФСК ЕЭС», РОССИЯ, 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, д. 5А
РОССИЯ
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
РТ-МП-5669-500-2018 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Артем. Методика поверки
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.06.2026 |
Поверители
Скачать
|
74280-19: Описание типа
2019-74280-19.pdf
|
Скачать | 111.7 КБ | |
|
74280-19: Методика поверки
2019-mp74280-19.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 5.7 MБ | |
|
74280-19: Описание типа
2019-74280-19-1.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 111.7 КБ | |
|
74280-19: Описание типа
2026-74280-19.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 213.5 КБ | |
|
74280-19: Методика поверки
2019-mp74280-19-1.pdf
Файл устарел
|
Скачать | 5.7 MБ | |
|
74280-19: Описание типа
2026-74280-19-1.pdf
|
Скачать | 213.5 КБ | |
|
74280-19: Методика поверки
РТ-МП-5669-500-2018
2019-mp74280-19-2.pdf
|
Скачать | 5.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Артем (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 распределенной 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 магистральных электрических сетях (МЭС) Юга, 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 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. 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 1 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.
Факт корректировки времени отражается в журналах событий счётчиков, УСПД и сервера ИВК с указанием времени (включая секунды) корректируемого и корректирующего компонентов в момент, предшествующий коррекции и величины коррекции.
Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Заводские номера измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, приведены в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.
Заводской номер АИИС КУЭ 028.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы 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.
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 | |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - «высокий» в соответствии
с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ, метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИ |
ИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД |
УССВ ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ВЛ 110 кВ Артем -Буйнакск-1 |
ТВГ-110 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/1 рег. № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/^3)/ (100/^3) рег. № 24218-08 |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 |
RTU-325 рег. № 19495-03 |
СТВ-01 рег. № 49933-12 |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Артем -Компас |
ТВГ-110 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/1 рег. № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/^3)/ (100/V3) рег. № 24218-08 |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 | ||
|
3 |
ВЛ 110 кВ Артем -Чирюрт I цепь |
ТВГ-110 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/1 рег. № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/^3)/ (100/V3) рег. № 24218-08 |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 | ||
|
4 |
ВЛ 110 кВ Артем -Чирюрт II цепь |
ТВГ-110 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/1 рег. № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/ (100/V3) рег. № 24218-08 |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 | ||
|
5 |
ВЛ 110 кВ Артем -Шамхал |
ТВГ-110 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/1 рег. № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/ (100/V3) рег. № 24218-08 |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Артем -Шамхал Тяговая |
ТВГ-110 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/1 рег. № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/^3)/ (100/^3) рег. № 24218-08 |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 |
RTU-325 рег. № 19495-03 |
СТВ-01 рег. № 49933-12 |
|
7 |
Ячейка 10 кВ №7 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктн = (10000/V3)/ (100/V3) рег. № 35955-07 |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 | ||
|
8 |
Ячейка 10 кВ №6 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктн = (10000/^3)/ (100/V3) рег. № 35955-07 |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11 | ||
|
9 |
ВЛ 110 кВ Артем -Стекольная №1 |
ТВГ-110 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/1 рег. № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/^3)/ (100/V3) рег. № 24218-08 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
|
10 |
ВЛ 110 кВ Артем -Стекольная №2 |
ТВГ-110 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/1 рег. № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/^3)/ (100/V3) рег. № 24218-08 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
|
11 |
ВЛ 110 кВ Новолакская ВЭС -Артем I цепь |
ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 1200/1 рег. № 52619-13 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/^3)/ (100/V3) рег. № 24218-08 |
TE3000 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 77036-19 | ||
|
12 |
ВЛ 110 кВ Новолакская ВЭС -Артем II цепь |
ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 1200/1 рег. № 52619-13 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/ (100/V3) рег. № 24218-08 |
TE3000 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 77036-19 |
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ 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. 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.
аблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
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 %, |
5100 %, | ||
|
11(2) %< 1изм<15 % |
I5 %< 1изм<120 % |
I20 %< 1изм<1100 % |
I100 %< 1изм<1120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 6 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
1,0 |
2,0 |
1,1 |
0,9 |
0,9 |
|
0,9 |
2,2 |
1,3 |
1,0 |
1,0 | |
|
0,8 |
2,7 |
1,6 |
1,2 |
1,2 | |
|
0,7 |
3,2 |
2,0 |
1,4 |
1,4 | |
|
0,5 |
4,8 |
2,9 |
2,0 |
2,0 | |
|
7, 8 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
2,1 |
1,2 |
1,0 |
1,0 |
|
0,9 |
2,3 |
1,4 |
1,2 |
1,2 | |
|
0,8 |
2,7 |
1,7 |
1,3 |
1,3 | |
|
0,7 |
3,3 |
2,1 |
1,6 |
1,6 | |
|
0,5 |
4,9 |
3,1 |
2,3 |
2,3 | |
|
9, 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,7 |
0,9 |
0,7 |
0,7 |
|
0,9 |
2,0 |
1,2 |
0,8 |
0,8 | |
|
0,8 |
2,5 |
1,5 |
1,0 |
1,0 | |
|
0,7 |
3,0 |
1,8 |
1,3 |
1,3 | |
|
0,5 |
4,7 |
2,8 |
1,9 |
1,9 | |
|
11, 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
|
0,9 |
1,2 |
0,7 |
0,6 |
0,6 | |
|
0,8 |
1,3 |
0,8 |
0,6 |
0,6 | |
|
0,7 |
1,6 |
0,9 |
0,7 |
0,7 | |
|
0,5 |
2,1 |
1,3 |
1,0 |
1,0 | |
|
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 %, |
5100 %, | ||
|
I2 %< 1изм<15 % |
I5 %< 1изм<120 % |
I20 %< 1изм<1100 % |
I100 %< 1изм<1120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 6 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,9 |
6,6 |
3,8 |
2,5 |
2,4 |
|
0,8 |
4,8 |
2,8 |
1,9 |
1,9 | |
|
0,7 |
4,0 |
2,4 |
1,7 |
1,6 | |
|
0,5 |
3,2 |
2,0 |
1,4 |
1,4 | |
|
7, 8 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
6,7 |
4,0 |
2,8 |
2,7 |
|
0,8 |
4,9 |
2,9 |
2,1 |
2,1 | |
|
0,7 |
4,0 |
2,5 |
1,8 |
1,8 | |
|
0,5 |
3,2 |
2,1 |
1,6 |
1,5 | |
|
9, 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,9 |
5,8 |
3,3 |
2,3 |
2,2 |
|
0,8 |
4,0 |
2,3 |
1,6 |
1,6 | |
|
0,7 |
3,2 |
1,9 |
1,3 |
1,3 | |
|
0,5 |
2,4 |
1,5 |
1,0 |
1,0 | |
|
11, 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,9 |
2,6 |
1,8 |
1,3 |
1,3 |
|
0,8 |
2,0 |
1,4 |
1,0 |
1,0 | |
|
0,7 |
1,9 |
1,3 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
1,6 |
1,0 |
0,8 |
0,8 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2) %, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
11(2) %< 1изм<15 % |
I5 %< 1изм<120 % |
I20 %< 1изм<1100 % |
I100 %< 1изм<1120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 6 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
1,0 |
2,3 |
1,6 |
1,5 |
1,5 |
|
0,9 |
2,5 |
1,8 |
1,6 |
1,6 | |
|
0,8 |
2,9 |
2,0 |
1,7 |
1,7 | |
|
0,7 |
3,4 |
2,3 |
1,9 |
1,9 | |
|
0,5 |
4,9 |
3,2 |
2,4 |
2,4 | |
|
7, 8 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
2,4 |
1,7 |
1,6 |
1,6 |
|
0,9 |
2,6 |
1,9 |
1,7 |
1,7 | |
|
0,8 |
3,0 |
2,1 |
1,8 |
1,8 | |
|
0,7 |
3,5 |
2,5 |
2,0 |
2,0 | |
|
0,5 |
5,1 |
3,4 |
2,6 |
2,6 | |
|
9, 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
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 |
1,9 |
1,4 |
1,4 | |
|
0,5 |
4,7 |
2,8 |
2,0 |
2,0 | |
|
11, 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,2 |
0,9 |
0,8 |
0,8 |
|
0,9 |
1,3 |
0,9 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,8 |
1,5 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,7 |
1,7 |
1,1 |
1,0 |
1,0 | |
|
0,5 |
2,2 |
1,5 |
1,2 |
1,2 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52 %, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2 %< 1изм<15 % |
I5 %< 1изм<120 % |
I20 %< 1изм<1100 % |
I100 %< 1изм<1120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 6 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,9 |
8,1 |
4,6 |
3,0 |
2,8 |
|
0,8 |
6,0 |
3,6 |
2,4 |
2,3 | |
|
0,7 |
5,2 |
3,1 |
2,2 |
2,1 | |
|
0,5 |
4,3 |
2,7 |
2,0 |
1,9 | |
|
7, 8 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
8,2 |
4,8 |
3,2 |
3,1 |
|
0,8 |
6,1 |
3,7 |
2,6 |
2,5 | |
|
0,7 |
5,2 |
3,2 |
2,3 |
2,2 | |
|
0,5 |
4,4 |
2,8 |
2,1 |
2,0 | |
|
9, 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,9 |
6,2 |
3,6 |
2,4 |
2,3 |
|
0,8 |
4,4 |
2,6 |
1,8 |
1,7 | |
|
0,7 |
3,6 |
2,2 |
1,5 |
1,5 | |
|
0,5 |
2,8 |
1,7 |
1,2 |
1,2 | |
|
11, 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,9 |
3,0 |
2,3 |
2,0 |
2,0 |
|
0,8 |
2,4 |
2,0 |
1,7 |
1,7 | |
|
0,7 |
2,3 |
1,8 |
1,6 |
1,6 | |
|
0,5 |
2,0 |
1,6 |
1,5 |
1,5 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), с |
5 | |||||
|
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 61(2)%P для cosф=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 81(2)%P и 52%q для cosф<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | ||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
12 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,87 |
|
- частота, Гц температура окружающей среды, °C: |
от 49,85 до 50,15 |
|
- для счетчиков активной энергии |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии |
от +18 до +22 |
|
Рабочие условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: |
от 49,6 до 50,4 |
|
- для ТТ и ТН |
от -40 до +50 |
|
- 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: | |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее: для счетчиков Альфа А1800 для счетчиков TE3000 |
120000 220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД RTU-325: - средняя наработка на отказ, ч, не менее УССВ ИВК комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: |
40000 |
|
- средняя наработка на отказ, ч, не менее |
10000 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: |
45 |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
УСПД: |
3 |
|
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее - при отключенном питании, сут, не менее 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 каналовсвязи: 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 на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
аблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-110 |
24 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-УЭТМ® |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа А1800 |
10 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
TE3000 |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 шт. |
|
УССВ ИВК комплекс измерительновычислительный |
СТВ-01 |
1 шт. |
|
Специализированное программное обеспечение |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
АУВП.411711.ФСК.065.07.ПС-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 330 кВ Артем. Методика измерений аттестована ФБУ «РОСТЕСТ-МОСКВА», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703 и «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Артем в части ИК № 11, 12, аттестованном ООО «Спецэнергопроект» г. Москва, уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ГОСТ Р 59793-2021 «Информационные технологии. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»