Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Рославль (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на выходы 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
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).
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом. Данные по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) поступают на серверы ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу АО «СО ЕЭС» и в программноаппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС». Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ поступают в обратном порядке.
Ежедневно 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».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ Рославль 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически с помощью приемника точного времени, принимающего сигналы точного времени от навигационной спутниковой системы GPS, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и приемника точного времени на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
При выходе из строя УССВ, встроенного в УСПД, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения времени часов УСПД и ИВК на величину более ±1 с. Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система 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 |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Рославль -Кричев | CA 362 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 Г осреестр № 23747-02 | НКФ-330-73 кл.т 0,5 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) Госреестр № 1443-61 | A1802RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 2 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Рославль -Кричев (контрольный) | CA 362 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 Госреестр № 23747-02 | НКФ-330-73 кл.т 0,5 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) Госреестр № 1443-61 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 3 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Смоленская АЭС -Рославль №1 | ТФМ-330 кл.т 0,2 Ктт = 2000/1 Госреестр № 22741-02 | СРВ 362 кл.т 0,2 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) Госреестр № 15853-96 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 4 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Смоленская АЭС -Рославль №2 | CA 362 кл.т 0,2S Ктт = 2000/1 Госреестр № 23747-12 | СРВ 362 кл.т 0,2 Ктн = (330000/V3 )/(100/V3) Госреестр № 47179-11 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 5 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 110 кВ, 2сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Рославль-330 - Рославль-110 с отпайкой на ПС Промышленная II цепь (ВЛ-148) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 24218-13 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 110 кВ, 1сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Рославль-330 - Рославль-110 с отпайкой на ПС Промышленная I цепь (ВЛ-149) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 24218-13 | EA02RAL-P4B -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 7 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 110 кВ, 1сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Рославль-330 - Ершичи с отпайкой на ПС Индустриальная (ВЛ-159) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 24218-13 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 8 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 110 кВ, 1сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Барсуки -Рославль-330 (ВЛ-161) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 24218-13 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 9 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 110 кВ, 2сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Стодолище -Рославль-330 (ВЛ-194) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 24218-13 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 10 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 110 кВ, 2сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Рославль-330 - Рославль-110 II цепь (ВЛ-196) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 24218-13 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 11 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 110 кВ, 1сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Рославль-330 - Рославль-110 I цепь (ВЛ-197) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 24218-13 | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 110 кВ, 2сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Рославль-330 - Пригорье с отпайкой на ПС Индустриальная (ВЛ-198) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 24218-13 | EA02RAL-P4B -4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 13 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 110 кВ, 2сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Рославль-330 - Дубровская (ВЛ-842) | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 2793-88 | НАМИ-110 УХЛ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 24218-13 | EA05RAL-F3C-4 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 14 | ПС 330 кВ Рославль, ОРУ 110 кВ, ОВ 110 | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Госреестр № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 24218-13 | EA05RAL-F3C-4 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 15 | ПС 330 кВ Рославль, ЗРУ 10 кВ №1, ТСН-3 (10/0,4 кВ) ввод 0,4 кВ | ТШ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Госреестр № 5025-75 | - | EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| Номер ИК | еоБф | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %■, | 5100 %■, |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2 (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 |
| 3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2) | 1,0 | - | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | - | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 |
| 0,8 | - | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,7 | - | ±1,6 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,5 | - | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 |
| 4 - 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 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 | ±1,2 | ±1,2 |
| 13 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 |
| 14 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,8 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,7 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±2,5 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 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 АИИС КУЭ (8), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %■, | 8100 %■, |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±3,0 | ±2,5 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,8 | ±2,4 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±2,2 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 |
| 3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2) | 0,9 | - | ±2,9 | ±2,0 | ±1,9 |
| 0,8 | - | ±2,4 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,7 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| 4 - 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,7 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 | ±2,3 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±2,1 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 |
| 13 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,2) | 0,9 | - | ±7,1 | ±4,6 | ±4,0 |
| 0,8 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 |
| 0,7 | - | ±4,8 | ±3,7 | ±3,4 |
| 0,5 | - | ±4,2 | ±3,4 | ±3,3 |
| 14 (Счетчик 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±4,1 | ±3,8 | ±3,5 | ±3,5 |
| 0,8 | ±3,8 | ±3,6 | ±3,4 | ±3,4 |
| 0,7 | ±3,7 | ±3,5 | ±3,3 | ±3,3 |
| 0,5 | ±3,5 | ±3,5 | ±3,2 | ±3,2 |
| 15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,4 | ±3,5 | ±2,6 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,6 | ±2,0 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 |
| 0,5 | - | ±2,9 | ±1,8 | ±1,6 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от 12%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99-Ин до 1,01 -ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2Тн;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- частота - (50±0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Цн1 до 1,1-Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,2-1н1;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8-ин2 до 1,15-ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 2-1н2;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | CA 362 | 6 |
| Трансформатор тока | ТФМ-330 | 3 |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 27 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТШ-0,66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-330-73 | 3 |
| Трансформатор напряжения | СРВ 362 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EA02RAL-P4B-4 | 9 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ЕА05RAL-Р3С-4 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП- 4282-500-2017 | 1 |
| Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.016.02ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4282-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Рославль. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 10.04.2017 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электроэнергии ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.
- для УСПД RTU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39937-08;
- термометр стеклянный ТС-7-М1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 1198-12.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Рославль».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Рославль
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
67778-17: Методика поверки РТ-МП-4282-500-2017Скачать9.0 Мб