Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Бегичево" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Бегичево"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55749-13
Производитель / заявитель: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Бегичево" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Бегичево" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55749-13: Описание типа СИ Скачать 151.9 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55749-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Бегичево" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Бегичево"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 1735/500-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1402 п. 02 от 05.12.2013
Производитель / Заявитель

ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Бегичево" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Бегичево" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ "Бегичево" ОАО «ФСК ЕЭС».

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту

- ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) TC16L (Госреестр № 36643-07 зав.№ 157), коммутационное оборудование;

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

-    синхронизацию системного времени;

-    сбор информации (результаты измерений, журнал событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Центра (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Центра) 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 на базе приемника GPS; автоматизированные

Лист № 2 Всего листов 12

рабочие места (АРМ) на базе персональго компьтера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуры; средства связи и передачи данных.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сеть (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ).

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО 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 времени в системе в состав ИВК входит радиосервер точного времени типа РСТВ-01 (Госреестр № 40586-09). Радиосервер точного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера 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 ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.

Лист № 3 Всего листов 12

Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, ас учетом температурной составляющей - ± 1,5 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - 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 - Сведения о программном обеспечении

Идентификац

ионное

наименование

программного

обеспечения

Номер версии (идентификаци онный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификац

ионное

наименование

файла

программного

обеспечения

Алгоритм

вычислени

я

цифрового

идентифик

атора

программн

ого

обеспечен

ия

1

2

3

4

5

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

№ 1.00

D233ED6393702747769A45DE

8E67B57E

ПО АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Бегичево"

MD5

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ

ИИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик

электрической

энергии

ИВКЭ

(УСПД)

1

2

3

4

5

6

3-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ-110 кВ, 1СШ; ВЛ-110 кВ Бегичево-Арматурная I

ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт = 400/5 Зав. № 2674-А; 2674В; 2674-С Госреестр № 2064403

НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт =

(110000/V3)/(100/V3) Зав. № 635857; 635854; 635858 Госреестр № 922-54

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 111060189 Госреестр № 2752404

TC16L зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

4-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ-110кВ, 2СШ; ВЛ-110 кВ Бегичево-Арматурная II

ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт = 400/5 Зав. № 2673 Госреестр № 2064403

НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт =

(110000/V3)/(100/V3) Зав. № 648917; 648910; 648901 Госреестр № 922-54

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 112063179 Госреестр № 2752404

TC16L зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

5-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ-110 кВ, 2СШ, ВЛ-110 кВ Бегичево-Партизан

ТВД-160 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 542 Госреестр № 3642-73

НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт =

(110000/V3)/(100/V3) Зав. № 648917; 648910; 648901 Госреестр № 922-54

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 112060239 Госреестр № 2752404

TC16L зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

6-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ-110 кВ, 2СШ, ВЛ-110 кВ Бегичево-Труново

ТВД-160 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № Я325-Я330 Госреестр № 3642-73

НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт =

(110000/V3)/(100/V3) Зав. № 648917; 648910; 648901 Госреестр № 922-54

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 112064108 Госреестр № 2752404

TC16L зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

7-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ-110 кВ, 2СШ, ВЛ-110 кВ Волово-Бегичево с отп.

ТВ-110-20 У2 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 9786 Госреестр № 2064400

НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт =

(110000/V3)/(100/V3) Зав. № 648917; 648910; 648901 Госреестр № 922-54

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 111066095 Госреестр № 2752404

TC16L зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

8-1

ПС 220 кВ Бегичево,

ОРУ-110 кВ, 1СШ; ВЛ-110 кВ Звезда-Бегичево с отп

ТВ-110-20 У2 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 9784 Госреестр № 2064403

НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт =

(110000/V3)/(100/V3) Зав. № 635857; 635854; 635858 Госреестр № 922-54

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 112065103 Госреестр № 2752404

TC16L зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

9-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ-110 кВ, 2СШ, ВЛ-110 кВ Технологическая I

ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 400/5 Зав. № 4101-А; 4101-В;4101-С Госреестр № 3375107

НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт =

(110000/V3)/(100/V3) Зав. № 635857; 635854; 635858 Госреестр № 922-54

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 109066127 Госреестр № 2752404

ТК16Ь зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

10-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ-110 кВ, 2СШ, ВЛ-110 кВ Технологическая II

ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 400/5 Зав. № 4097-А; 4097В; 4097-С Госреестр № 3375107

НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт =

(110000/V3)/(100/V3) Зав. № 648917; 648910; 648901 Госреестр № 922-54

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 107061146 Госреестр № 2752404

ТК16Ь зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

11-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ-110 кВ, 1СШ, ВЛ-110 кВ Ушаково-Бегичево

ТВ-160 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 4638-4643 Госреестр № 3642-73

НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт =

(110000/V3)/(100/V3) Зав. № 635857; 635854;635858 Госреестр № 922-54

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 112064203 Госреестр № 2752404

ТК16Ь зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

12-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ-110 кВ; ОМВ 110 кВ

ТВ-110-20 У2 кл.т 3,0,

Ктт = 600/5 Зав. № 9785-А; 9785В; 9785-С Госреестр № 2064400

НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт =

(110000/V3)/(100/V3) Зав. № 648917; 648910; 648901 Госреестр № 922-54

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 109060102 Госреестр № 2752404

ТК16Ь зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

13-1

ПС 220 кВ Бегичево,

ОРУ 35 кВ, 2СШ; ВЛ-35 кВ Трудовая-Бегичево

ТВД-35 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 4913-А; 4913В; 4913-С Госреестр № 1972006

НТМИ -35 кл. т 0,5 Ктт = 35000/100 Зав. № 739858 Госреестр № 831-53

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 111062023 Госреестр № 2752404

ТК16Ь зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

14-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ 35 кВ, 1СШ; ВЛ-35кВ Дубовская-Бегичево

ТВД-35 МКП кл.т 1 Ктт = 600/5 Зав. № 4994-А; 4994В; 4994-С Госреестр № 1972006

НТМИ -35 кл. т 0,5 Ктт = 35000/100 Зав. № 125383 Госреестр № 831-53

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 111063163 Госреестр № 2752404

ТК16Ь зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

15-1

ПС 220 кВ Бегичево, ОРУ 35 кВ, 2СШ; ВЛ-35кВ Смородино-Бегичево

ТВД-35 кл.т 1 Ктт = 300/5 Зав. № 4915-А; 4915В; 4915-С Госреестр № 1972006

НТМИ -35 кл. т 0,5 Ктт = 35000/100 Зав. № 739858 Госреестр № 831-53

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 109065121 Госреестр № 2752404

ТК16Ь зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

16-1

ПС 220 кВ Бегичево,

ЗРУ 6 кВ, 1СШ; Линия 6 кВ Балахна

ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 03242; 22371 Госреестр № 814-53

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 416885 Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 111060058 Госреестр № 2752404

ТК16Ь зав.№ 157 Госреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

17-1

ПС 220 кВ Бегичево, ЗРУ 6 кВ; 2СШ; Линия 6 кВ Бестужево

ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 6893; 5899 Госреестр № 81453

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 11163 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 109069026 Госреестр № 27524-04

ТК^ зав.№ 157 Госреестр № 3664307

18-1

ПС 220 кВ Бегичево,

ЗРУ 6 кВ; 1 СШ; Линия 6 кВ Колодези

ТПФ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 6199; 17811 Госреестр № 51750

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 416885 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 112064112 Госреестр № 27524-04

ТК^ зав.№ 157 Госреестр № 3664307

19-1

ПС 220 кВ Бегичево,

ЗРУ 6 кВ; 2СШ; Линия 6 кВ Липки 2

ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 47482; 36176 Госреестр № 81453

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 11163 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 112064053 Госреестр № 27524-04

ТК^ зав.№ 157 Госреестр № 3664307

23-1

ПС 220 кВ Бегичево,

ЗРУ 6 кВ; 2СШ; Линия 6 кВ Шахта 68

ТПФМ-10 кл.т 3,0 Ктт = 300/5 Зав. № 94689 Госреестр № 81453

ТПФМД-10 кл.т 3,0 Ктт = 300/5 Зав. № 10852 Госреестр № 81453

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 11163 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 112061114 Госреестр № 27524-04

ТК^ зав.№ 157 Госреестр № 3664307

24-1

ПС 220 кВ Бегичево, ЗРУ 6 кВ, 2СШ; Линия 6 кВ Шахтерский

ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 6900; 6901 Госреестр № 81453

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 11163 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 108062221 Госреестр № 27524-04

ТК^ зав.№ 157 Госреестр № 3664307

21-1

ПС 220 кВ Бегичево, ЗРУ-6кВ, 2СШ, Линия 6 кВ Шахта 10

ТПФМ кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 83579; 78767 Госреестр № 81453

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 11163 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 111069185 Госреестр № 27524-04

ТК^ зав.№ 157 Госреестр № 3664307

22-1

ПС 220 кВ Бегичево, ЗРУ-6кВ, 1СШ., Линия 6 кВ Шахта 4

ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 13532; 14288 Госреестр № 81453

НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 416885 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 111063061 Госреестр № 27524-04

ТК^ зав.№ 157 Госреестр № 3664307

Таблица 3 - Метрологические ха

рактеристики ИИК

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной пс измерении активной электрической эне условиях эксплуатации АИ

>грешности ИИК при ;ргии в нормальных ИС КУЭ

d %,

d20 %,

d100 %,

I5 %£I изм<1 20 %

I20 %£Iизм<I100%

I100 "/о^изм £I120%

3-1, 4-1, 5-1, 6-1, 7-1, 8-1, 9-1, 10-1, 11-1, 12-1 (Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 1,0)

1,0

±1,2

±1,2

±1,2

0,9

±1,3

±1,3

±1,3

0,8

±1,5

±1,5

±1,5

0,7

±1,8

±1,7

±1,7

0,5

±2,5

±2,5

±2,5

13-1, 16-1, 17-1, 18-1, 19-1, 21-1, 22-1, 24-1 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

±1,8

±1,1

±0,9

0,9

±2,3

±1,3

±1,0

0,8

±2,8

±1,6

±1,2

0,7

±3,5

±1,9

±1,5

0,5

±5,4

±2,9

±2,2

14-1, 15-1 (Сч. 0,2S; ТТ 1,0; ТН 0,5)

1,0

±3,4

±1,8

±1,3

0,9

±4,4

±2,3

±1,6

0,8

±5,5

±2,8

±2,0

0,7

±6,8

±3,5

±2,4

0,5

±10,6

±5,4

±3,7

23-1

(Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 0,5)

1,0

±0,7

±0,7

±0,7

0,9

±0,7

±0,7

±0,7

0,8

±0,9

±0,8

±0,8

0,7

±1,0

±0,9

±0,9

0,5

±1,4

±1,3

±1,3

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной по измерении реактивной электрической эн условиях эксплуатации АИ

>грешности ИИК при юргии в нормальных ИС КУЭ

d %,

d20 %,

d100 %,

I5 %£I изм<1 20 %

I20 %£Iизм<I100%

I100 %£Iизм £I120%

3-1, 4-1, 5-1, 6-1, 7-1, 8-1, 9-1, 10-1, 11-1, 12-1 (Сч. 0,5; ТТ 3,0; ТН 1,0)

0,9

±3,0

±2,9

±2,9

0,8

±2,2

±2,1

±2,1

0,7

±1,9

±1,8

±1,8

0,5

±1,5

±1,5

±1,5

13-1, 16-1, 17-1, 18-1, 19-1, 21-1, 22-1, 24-1 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

±6,4

±3,5

±2,6

0,8

±4,4

±2,4

±1,8

0,7

±3,5

±1,9

±1,5

0,5

±2,6

±1,5

±1,2

14-1, 15-1 (Сч. 0,5; ТТ 1,0; ТН 0,5)

0,9

±12,4

±6,4

±4,4

0,8

±8,4

±4,3

±3,0

0,7

±6,6

±3,4

±2,4

0,5

±4,8

±2,5

±1,8

23-1

(Сч. 0,5; ТТ 3,0; ТН 0,5)

0,9

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±1,4

±1,2

±1,2

0,7

±1,2

±1,0

±1,0

0,5

±1,0

±0,9

±0,9

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной пс измерении активной электрической э условиях эксплуатации АИ

>грешности ИИК при нергии в рабочих ИС КУЭ

d %,

d20 %,

d100 %,

I5 %£I изм< 20 %

I20 %£1изм<1100%

I100 %£1изм £I120%

3-1, 4-1, 5-1, 6-1, 7-1, 81, 9-1, 10-1, 11-1, 12-1 (Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 1,0)

1,0

±1,3

±1,3

±1,3

0,9

±1,4

±1,4

±1,4

0,8

±1,6

±1,6

±1,6

0,7

±1,9

±1,8

±1,8

0,5

±2,6

±2,6

±2,6

13-1, 16-1, 17-1, 18-1, 19-1, 21-1, 22-1, 24-1 (Сч. 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

14-1, 15-1 (Сч. 0,2S; ТТ 1,0; ТН 0,5)

1,0

±3,4

±1,9

±1,4

0,9

±4,4

±2,3

±1,7

0,8

±5,5

±2,9

±2,1

0,7

±6,8

±3,5

±2,5

0,5

±10,6

±5,4

±3,8

23-1

(Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 0,5)

1,0

±0,9

±0,9

±0,9

0,9

±0,9

±0,9

±0,9

0,8

±1,0

±1,0

±1,0

0,7

±1,2

±1,1

±1,1

0,5

±1,5

±1,4

±1,4

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной по измерении реактивной электрической условиях эксплуатации АИ

>грешности ИИК при энергии в рабочих ИС КУЭ

d %,

d20 %,

d100 %,

0

2

I

<

S

К

I

5

I

0%

0

I1

<

s

s

1

0

2 I

I100 %£1изм £I120%

3-1, 4-1, 5-1, 6-1, 7-1, 81, 9-1, 10-1, 11-1, 12-1 (Сч. 0,5; ТТ 3,0; ТН 1,0)

0,9

±3,3

±3,1

±3,0

0,8

±2,5

±2,3

±2,3

0,7

±2,2

±2,0

±1,9

0,5

±1,9

±1,7

±1,6

13-1, 16-1, 17-1, 18-1, 19-1, 21-1, 22-1, 24-1 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

±6,5

±3,6

±2,7

0,8

±4,5

±2,5

±2,0

0,7

±3,6

±2,1

±1,7

0,5

±2,8

±1,7

±1,4

14-1, 15-1 (Сч. 0,5; ТТ 1,0; ТН 0,5)

0,9

±12,5

±6,4

±4,5

0,8

±8,5

±4,4

±3,1

0,7

±6,7

±3,5

±2,5

0,5

±4,9

±2,6

±2,0

23-1

(Сч. 0,5; ТТ 3,0; ТН 0,5)

0,9

±2,2

±1,8

±1,7

0,8

±1,8

±1,4

±1,4

0,7

±1,6

±1,3

±1,3

0,5

±1,5

±1,2

±1,2

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%p и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%;

2.    Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

3.    Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

-    диапазон напряжения - от 0,99^^ до 1,01 •ин;

-    диапазон силы тока - от 0,05- !н до 1,2Чн;

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; УСПД - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;

-    частота - (50 ± 0,15) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/Цн1 до 1,1^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,05Чн1 до 1,2Чн1; частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9/Цн2 до 1,1 ^н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,05Чн2 до 1,2Чн2; частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

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 ИИК, 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 СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55000 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 времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД.

-    наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчиках;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

-    ИВК - 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 3 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование СИ

Тип

Кол-во, шт.

1

2

3

1. Трансформатор тока

ТВ-110/20

6

2. Трансформатор тока

ТВД-160

6

3. Трансформатор тока

ТВ-110-20 У2

9

4. Трансформатор тока

ТНДМ-110

6

5. Трансформатор тока

ТВ-160

3

6. Трансформатор тока

ТВД-35

6

7. Трансформатор тока

ТВД-35 МКП

3

8. Трансформатор тока

ТПФМ-10

11

9. Трансформатор тока

ТПФ-10

2

10. Трансформатор тока

ТПФМД-10

1

11. Трансформатор тока

ТПФМ

2

12. Трансформатор напряжения

НКФ-110

30

13. Трансформатор напряжения

НТМИ -35

9

1

2

3

14. Трансформатор напряжения

НТМИ-6

24

15. Счетчик

СЭТ-4ТМ.03

21

16. УСПД

ТК16Ь

1

17. Методика поверки

1735/500-2013

1

18. Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.057.08.ЭД

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1735/500-2013 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Бегичево" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Бегичево". Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 17.09.2013 г.

Перечень основных средств 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 счётчика СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.;

-    для УСПД ТК16Ь - по документу "Устройство сбора и передачи данных ТК16Ь для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки" АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в декабре 2007 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств 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 - по МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Бегичево" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Бегичево"

Свидетельство об аттестации методики измерений 471-2010 от 14.09.2010 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Бегичево" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Бегичево"

1. ГОСТ 22261-94 с изм. "Средства измерений электрических и магнитных

величин. Общие технические условия".

Лист № 12 Всего листов 12

2.    ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".

3.    ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".

4.    ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".

5.    ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".

6.    ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".

7.    ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
5575-76
М-33, М-33/I Магнитометры пешеходные квантовые
ФГУ НПП "Геологоразведка", г.С.-Петербург
Разрешен серийный выпуск до 01.01.1986
55747-13
Грант-А, Грант-А-О Весы автомобильные неавтоматического действия
ООО "Армавирский Завод Промышленных Весов" (АЗПВ), г.Армавир