|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Владимировка |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 152 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Владимировка (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 комплексы (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) Юга, устройство синхронизации системного времени (УССВ), 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 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 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 ХМL 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. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), 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 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 ±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 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 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_USPD.exe |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ВЛ 110 кВ Владимировка-Покровка (ВЛ 110 кВ 703) | TG 145кл.т. 0,2SКтт = 750/1рег. № 15651-06ф. А, В, С | НКФ-110-57 У1кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 14205-94ТН 2 110ф. А, В, С | Альфа А1800кл.т. 0,2S/0,5рег. № 31857-11 | ТК16Lрег.№ 36643-07 | | 2 | ВЛ 110 кВ Владимировка-Джелга с отпайками (ВЛ 110 кВ 704) | ТФНДкл.т. 0,5Ктт = 750/1рег. № 64839-16 ф. А, В, С | НКФ-110кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 26452-04 ТН 1 110ф. А, В, С | Альфа А1800кл.т. 0,2S/0,5рег. № 31857-11 | | 3 | ВЛ 110 кВ Владимировка-Верхний Баскунчак с отпайкой на ПС Кочевая (ВЛ 110 кВ 740) | ТГФМ-110кл.т. 0,2SКтт = 500/1рег. № 52261-12 ф. А, В, С | НКФ-110-57 У1кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 14205-94 ТН 2 110ф. А, В, С | Альфа А1800кл.т. 0,2S/0,5рег. № 31857-11 | | 4 | ВЛ 110 кВ Владимировка-Советская (ВЛ 110 кВ 741) | ТФНДкл.т. 0,5Ктт = 750/1рег. № 64839-16 ф. А, В, С | НКФ-110кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 26452-04 ТН 1 110ф. А, В, С | Альфа А1800кл.т. 0,2S/0,5рег. № 31857-11 | | 5 | ОМВ 110 кВ | ТФНДкл.т. 0,5Ктт = 750/1рег. № 64839-16 ф. А, В, С | НКФ-110кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 26452-04 ТН 1 110ф. А, В, СНКФ-110-57 У1кл.т. 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)рег. № 14205-94 ТН 2 110ф. А, В, С | Альфа А1800кл.т. 0,2S/0,5рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 6 | ВЛ 35 кВ №1 | ТГМ-35 УХЛ1кл.т. 0,2SКтт = 300/5рег. № 41967-09ф. А, С | ЗНОМ-35-65кл.т. 0,5Ктн = (35000/√3)/(100/√3)рег. № 912-70 ТН 1 35ф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | ТК16Lрег.№ 36643-07 | | 7 | ВЛ 35 кВ №2 | ТФНДкл.т. 0,5Ктт = 300/5рег. № 65722-16 ф. А, С | ЗНОМ-35-65кл.т. 0,5Ктн = (35000/√3)/(100/√3)рег. № 912-70 ТН 1 35ф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 8 | ВЛ 35 кВ №4 | ТФЗМ-35А-У1кл.т. 0,5Ктт = 300/5рег. № 3690-73 ф. А, С | ЗНОМ-35-65кл.т. 0,5Ктн = (35000/√3)/(100/√3)рег. № 912-70 ТН 2 35ф. АНОМ-35кл.т. 0,5Ктн = (35000/√3)/(100/√3)рег. № 187-49 ТН 2 35ф. В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 9 | яч.5, фидер 6 кВ № 5 | ТОЛкл.т. 0,5Ктт = 200/5рег. № 47959-11 ф. А, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 10 | яч.14, фидер 6 кВ № 14 | ТЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 400/5рег. № 2473-69 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 11 | яч.19, фидер 6 кВ № 19 | ТПЛ-10кл.т. 0,5Ктт = 400/5рег. № 1276-59 ф. А, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 12 | яч.21, фидер 6 кВ № 21 | ТЛО-10кл.т. 0,5SКтт = 300/5рег. № 25433-11 ф. А, В, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | ТК16Lрег.№ 36643-07 | | 13 | фидер 6 кВ № 22 | ТВЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 300/5рег. № 1856-63 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 14 | яч.23, фидер 6 кВ № 23 | ТЛО-10кл.т. 0,5SКтт = 300/5рег. № 25433-11 ф. А, В, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 15 | яч.25, фидер 6 кВ № 25 | ТПФМ-10кл.т. 0,5Ктт = 300/5рег. № 814-53 ф. АТВК-10кл.т. 0,5Ктт = 300/5рег. № 8913-82 ф. С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 16 | яч.26, фидер 6 кВ № 26 | ТЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 400/5рег. № 2473-69 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 17 | яч.27, фидер 6 кВ № 27 | ТОЛкл.т. 0,5Ктт = 400/5рег. № 47959-11 ф. А, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 18 | яч.28, фидер 6 кВ № 28 | ТВЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 300/5рег. № 1856-63 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 19 | яч.29, фидер 6 кВ № 29 | ТПФМ-10кл.т. 0,5Ктт = 200/5рег. № 814-53 ф. А, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | ТК16Lрег.№ 36643-07 | | 20 | яч.30, фидер 6 кВ № 30 | ТЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 400/5рег. № 2473-69 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 21 | яч.31, фидер 6 кВ № 31 | ТПФМ-10кл.т. 0,5Ктт = 200/5рег. № 814-53 ф. А, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 22 | яч.32, фидер 6 кВ № 32 | ТВЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 200/5рег. № 1856-63 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 23 | яч.33, фидер 6 кВ № 33 | ТЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 300/5рег. № 2473-69 ф. А, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 24 | яч.34, фидер 6 кВ № 34 | ТЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 400/5рег. № 2473-69 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 25 | яч.35, фидер 6 кВ № 35 | ТЛО-10кл.т. 0,5SКтт = 400/5рег. № 25433-11 ф. А, В, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 26 | яч.36, фидер 6 кВ № 36 | ТВЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 600/5рег. № 1856-63 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 27 | яч.37, фидер 6 кВ № 37 | ТПФМ-10кл.т. 0,5Ктт = 300/5рег. № 814-53 ф. А, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | ТК16Lрег.№ 36643-07 | | 28 | яч.38, фидер 6 кВ № 38 | ТЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 400/5рег. № 2473-69 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 29 | яч.40, фидер 6 кВ № 40 | ТВЛМ-10кл.т. 0,5Ктт = 300/5рег. № 1856-63 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 30 | яч.41, фидер 6 кВ № 41 | ТПЛ-10кл.т. 0,5Ктт = 400/5рег. № 1276-59 ф. А, С | НТМИ-6кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 380-49 ТН 1-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | 31 | яч.42, фидер 6 кВ № 42 | ТПЛ-10кл.т. 0,5Ктт = 100/5рег. № 1276-59 ф. А, С | НТМИ-6-66кл.т. 0,5Ктн = 6000/100рег. № 2611-70 ТН 2-6 кВф. А, В, С | EPQSкл.т. 0,2S/0,5рег. № 25971-06 | | Примечания
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, 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.
Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, – активная, реактивная. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cosφ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1, 3, 6(Счетчик 0,2S;ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 0,7 | 0,7 | | 2, 4, 5, 7 – 11, 13, 15 – 24, 26 – 31(Счетчик 0,2S;ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 | | 12, 14, 25(Счетчик 0,2S;ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 | | Номер ИК | cosφ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | | 1, 3, 6(Счетчик 0,5;ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,0 | 1,6 | 1,3 | 1,3 | | 2, 4, 5, 7 – 11, 13, 15 – 24, 26 – 31(Счетчик 0,5;ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,9 | | 12, 14, 25(Счетчик 0,5;ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,0 | 2,5 | 1,9 | 1,9 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | cosφ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1, 3, 6(Счетчик 0,2S;ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | | 2, 4, 5, 7 – 11, 13, 15 – 24, 26 – 31(Счетчик 0,2S;ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,0 | | 12, 14, 25(Счетчик 0,2S;ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 | | Номер ИК | cosφ | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | | 1, 3, 6(Счетчик 0,5;ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,4 | 2,1 | 1,9 | 1,9 | | 2, 4, 5, 7 – 11, 13, 15 – 24, 26 – 31(Счетчик 0,5;ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,6 | 2,8 | 2,3 | | 12, 14, 25(Счетчик 0,5;ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,2 | 2,9 | 2,3 | 2,3 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±(с | 5 | | Примечания
Границы интервала допускаемой относительной погрешности (1(2)%P для cos(=1,0 нормируются от I1%, границы интервала допускаемой относительной погрешности (1(2)%P и (2%Q для cos(<1,0 нормируются от I2%.
Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц | от 99 до 101
от 1(5) до 120
0,87
от 49,85 до 50,15 | | температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной и реактивной энергии | от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности, не менее
- частота, Гц | от 90 до 110
от 1(5) до 120
0,5
от 49,6 до 50,4 | | диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков | от -45 до +40от +10 до +30 | | - для УСПД | от +10 до +30 | | - для УССВ | от +5 до +50 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | | | счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000
72 | | счетчики электроэнергии EPQS:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
72 | | УСПД ТК16L:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее | 55000 | | радиосервер точного времени РСТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее | 55000 | | 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
при отключенном питании, лет, не менее | 45
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).
|
| Комплектность | Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | TG 145 | 3 шт. | | Трансформатор тока | ТФНД | 11 шт. | | Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 3 шт. | | Трансформатор тока | ТГМ-35 УХЛ1 | 2 шт. | | Трансформатор тока | ТФЗМ-35А-У1 | 2 шт. | | Трансформатор тока | ТОЛ | 4 шт. | | Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 12 шт. | | Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 6 шт. | | Трансформатор тока | ТЛО-10 | 9 шт. | | Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 10 шт. | | Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 7 шт. | | Трансформатор тока | ТВК-10 | 1 шт. | | Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 3 шт. | | Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 3 шт. | | Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 4 шт. | | Трансформатор напряжения | НОМ-35 | 2 шт. | | Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 шт. |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 | | Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 шт. | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 | 5 шт. | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS | 26 шт. | | Устройство сбора и передачи данных | ТК16L | 1 шт. | | Радиосервер точного времени | РСТВ-01 | 1 шт. | | Методика поверки | РТ-МП-7387-500-2020 | 1 экз. | | Паспорт-формуляр | АУВП.411711.ПТР.Ю03.152.ПС-ФО | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу РТ-МП-7387-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Владимировка. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 26.06.2020 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с 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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Владимировка
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
|
| Заявитель | Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Web-cайт: www.fsk-ees.ru
E-mail: info@fsk-ees.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области»
(ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00
Web-cайт: www.rostest.ru
E-mail: info@rostest.ru
Регистрационный номер RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
| |
