Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Сясь (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 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.
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 Сясь 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.
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 |
| 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 программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав первого и второго уровней ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Киришская ГРЭС-Сясь (ВЛ-387/АТ-4) | ТФКН-330 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Госреестр № 68554-17 | НКФ-330-73 кл.т 0,5 Ктн = (330000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1443-03 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 2 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 330 кВ, ВЛ 330 кВ Киришская ГРЭС-Сясь (ВЛ-387/АТ-3) | ТФКН-330 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Госреестр № 68554-17 | НКФ-330-73 кл.т 0,5 Ктн = (330000/V3)/(100/V3) Госреестр № 1443-03 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 3 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 220 кВ, ВЛ 220 кВ Сясь -Заостровье с отпайкой на ПС Юги (Л-201) | ТФНД-220-IV кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр № 64840-16 | НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Госреестр № 14626-95 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 4 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 220 кВ, ВЛ 220 кВ Нижне-Свирская ГЭС - Сясь с отпайками (Л-202) | ТФНД-220-IV кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр № 64840-16 | НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Госреестр № 14626-95 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 5 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сясь -Кисельня с отпайкой на ПС Новая Ладога (ВЛ 110 кВ Мыслинская-1) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 52261-12 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23748-02 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭК0М-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сясь -Волхов (ВЛ 110 кВ Волховская-5) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 52261-12 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23748-02 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 7 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сясь -Волховская ГЭС с отпайками (ВЛ 110 кВ Волховская-4) | ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 52261-12 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23748-02 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 8 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сясь -Колчаново II цепь (ВЛ 110 кВ Колчановская-1) | ТВ-ЭК исп.М3 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 56255-14 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23748-02 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 9 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сясь -Колчаново I цепь (ВЛ 110 кВ Колчановская-2) | ТВ-ЭК исп.М3 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 56255-14 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23748-02 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 10 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сясь -ОАО «Сясьский ЦБК» I цепь (ВЛ 110 кВ Сясь-1) | ТВ-ЭК исп.М3 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 56255-14 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23748-02 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 11 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сясь -ОАО «Сясьский ЦБК» II цепь (ВЛ 110 кВ Сясь-2) | ТВ-ЭК исп.М3 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 56255-14 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23748-02 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 12 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 110 кВ, ОВ-110 кВ | ТВ-ЭК исп.М3 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 56255-14 | UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23748-02 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 35 кВ, 2с 35 кВ, ВЛ-35 кВ Сясь -Бабино (ВЛ 35 кВ Новоладожская-1) | ТГМ-35 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 14 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 35 кВ, 2с 35 кВ, ВЛ 35 кВ Сясь-Потанино (ВЛ 35 кВ Потанинская-2) | ТГМ-35 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 15 | ПС 330 кВ Сясь, ОРУ 35 кВ, 1с 35 кВ, ВЛ-35 кВ Сясь -Селиваново (ВЛ 35 кВ Потанинская-1) | ТГМ-35 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 16 | ПС 330 кВ Сясь, ЗРУ 6 кВ, В 6 кВ Т1/Т2 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 №1261-08 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 2611-70 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 17 | ПС 330 кВ Сясь, ЗРУ 6 кВ, Ш 6 кВ, ф.37-01 | ТЛП-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 №30709-11 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 2611-70 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 18 | ПС 330 кВ Сясь, ЗРУ 6 кВ, Ш 6 кВ, ф.37-03 | ТЛП-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 №30709-11 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 2611-70 | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 19 | ПС 330 кВ Сясь, РУ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ Мегафон-1,2 | Т-0,66 У3 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Госреестр № 22656-07 | - | SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| Номер ИК | cos9 | 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<! 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 4, 16 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 5 - 7, 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| 8 - 11 (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 |
| 13 - 15, 17, 18 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| 19 (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 (S), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| S1(2)%, | S5 %, | S20 %■, | S100 %■, |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 4, 16 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±1,9 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,6 | ±1,4 |
| 5 - 7, 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,3 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,1 |
| 0,7 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 |
| 8 - 11 (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 |
| 13 - 15, 17, 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,3 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,5 | ±2,9 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,4 |
| 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±6,4 | ±3,2 | ±2,2 |
| 0,8 | - | ±4,4 | ±2,3 | ±1,6 |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 |
| 0,5 | - | ±2,6 | ±1,5 | ±1,2 |
| Погрешность системного времени АИИС КУЭ, с | ±5 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^н до 1,01 -U^
- диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2^н;
- 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^н1 до 1,Ьин1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,2^н1;
- 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 ^н2 до 2^н2;
- 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 SL 7000 - среднее время наработки на отказ 20 лет;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 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:
- счетчики электроэнергии - 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 | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТФКН-330 | 6 |
| Трансформатор тока | ТФНД-220-IV | 6 |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 9 |
| Трансформатор тока | ТВ-ЭК исп.М3 | 15 |
| Трансформатор тока | ТГМ-35 | 9 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-330-73 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58 | 6 |
| Трансформатор напряжения | UTD 123 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | SL761DCB | 19 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4936-500-2017 | 1 |
| Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.017.05ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4936-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Сясь. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 19.10.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными 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;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
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 Сясь».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Сясь
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
69943-17: Методика поверки РТ-МП-4936-500-2017Скачать3.9 Мб