Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула"
| Номер в ГРСИ РФ: | 55758-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 55758-13: Описание типа СИ | Скачать | 152.5 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 55758-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1402 п. 11 от 05.12.2013 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1738/500-2013 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 55758-13: Описание типа СИ | Скачать | 152.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула" (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 "Тула" 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) TK16L (Госреестр № 36643-07 зав.№ 163), 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 ХМЦ 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 "Тула" |
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.
Технические характеристики
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 |
|
1-1 |
ПС 220 кВ "Тула", ОРУ-110 кВ; 1 СШ; ВЛ-110 кВ Тула-Восточная с отп. |
ТВ-110-50 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 2169 Госреестр № 2925505 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 771869; 771937; 1005475 Госреестр № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108071682 Госреестр № 2752404 |
ТК1'6 зав.№ 163 Госреестр № 36643-07 |
|
2-1 |
ПС 220 кВ "Тула", ОРУ-110 кВ, 2 СШ; ВЛ-110 кВ Тула-Кировская с отп. |
ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 4863-А; 4863-В;4863-С Свидетельства о поверке №№ 0320009, 0320008, 0320007 |
НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 771879; 771916; 771942 Госреестр № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108071704 Госреестр № 2752404 |
ТК1'6 зав.№ 163 Госреестр № 36643-07 |
|
3-1 |
ПС 220 кВ "Тула", ОРУ-110 кВ; 1СШ; ВЛ-110 кВ Тула-Мясново I с отп. |
ТВ-110 кл.т 1,0 Ктт = 500/5 Зав. № 1084 Госреестр № 2925505 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 771869; 771937; 1005475 Госреестр № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108071748 Госреестр № 2752404 |
ТК1'6 зав.№ 163 Госреестр № 36643-07 |
|
4-1 |
ПС 220 кВ "Тула", ОРУ-110 кВ; 2СШ; ВЛ-110 кВ Тула-Мясново II с отп. |
ТВ-110 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 20494; 20477; 20481 Госреестр № 2064400 |
НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 771879; 771916; 771942 Госреестр № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108071699 Госреестр № 2752404 |
ТК1'6 зав.№ 163 Госреестр № 36643-07 |
|
6-1 |
ПС 220 кВ "Тула", ОРУ-110 кВ; 2 СШ; ВЛ-110 кВ Тула-Перекоп II |
ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 4866-А; 4866-В;4866-С Свидетельства о поверке №№ 0320006, 0320005, 0320004 |
НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 771879; 771916; 771942 Госреестр № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108071720 Госреестр № 2752404 |
ТК1'6 зав.№ 163 Госреестр № 36643-07 |
|
7-1 |
ПС 220 кВ "Тула", ОРУ-110 кВ; 1СШ; ВЛ-110 кВ Тула-Подземгаз I |
ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 4854-А; 4854-В;4854-С Свидетельства о поверке №№ 0320003, 0320002, 0320001 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 771869; 771937; 1005475 Госреестр № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108071818 Госреестр № 2752404 |
ТК1'6 зав.№ 163 Госреестр № 36643-07 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8-1 |
ПС 220 кВ "Тула", ОРУ-110 кВ; 2 СШ; ВЛ-110 кВ Тула-Подземгаз II |
ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 4865-А; 4865-В; 4865-С Свидетельства о поверке №№ 0320000, 0319999, 0319998 |
НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 771879; 771916; 771942 Госреестр № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108071734 Госреестр № 27524-04 |
ТК16Ь зав.№ 163 Госреестр № 3664307 |
|
10-1 |
ПС 220 кВ "Тула", ОРУ-110 кВ; 2 СШ; ВЛ-110 кВ Тула-Яснополянская с отп. |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 2170 Госреестр № 3190-72 |
НКФ-110 кл.т 1,0 Ктт = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 771879; 771916; 771942 Госреестр № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0104070043 Госреестр № 27524-04 |
ТК16Ь зав.№ 163 Госреестр № 3664307 |
|
11-1 |
ПС 220 кВ "Тула", ОРУ-110 кВ; ОМВ 110кВ |
ТДУ-110 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 023-А; 023-В;023-С Свидетельства о поверке №№ 0319997, 0319996, 0319995 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктт = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 771869; 771937; 1005475 Госреестр № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108070724 Госреестр № 27524-04 |
ТК16Ь зав.№ 163 Госреестр № 3664307 |
|
13 |
ПС 220 кВ "Тула", 2 СкШ ОПУ ЩСН; КЛ 0,4 кВ Жилой дом |
ТТИ-А кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № М9489; М9470; М9482 Госреестр № 28139-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0808112034 Госреестр № 36697-08 |
ТК16Ь зав.№ 163 Госреестр № 3664307 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||
|
85 %, |
820 %, |
8100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
1100 %—1изм —1120% | ||
|
13 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5) |
1,0 |
±1,7 |
±0,9 |
±0,6 |
|
0,9 |
±2,2 |
±1,1 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±2,7 |
±1,4 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±1,7 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±5,3 |
±2,6 |
±1,8 | |
|
1-1, 11-1 (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 | |
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %— 1изм —1120% | ||
|
2-1, 6-1, 8-1 (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 | |
|
3-1 (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 | |
|
4-1, 10-1 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 1,0) |
1,0 |
±2,0 |
±1,4 |
±1,3 |
|
0,9 |
±2,5 |
±1,7 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±3,1 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,8 |
±3,6 |
±3,1 | |
|
7-1 (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 |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погре измерении реактивной электрической энерг условиях эксплуатации АИИС |
шности ИИК при ии в нормальных КУЭ | |
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %— 1изм —1120% | ||
|
13 (Сч. 0,5; ТТ 0,5) |
0,9 |
±6,2 |
±3,1 |
±2,1 |
|
0,8 |
±4,3 |
±2,2 |
±1,5 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±1,7 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,5 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
1-1, 11-1 (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 | |
|
2-1, 6-1, 8-1 (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 | |
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погре измерении реактивной электрической энерг условиях эксплуатации АИИС |
шности ИИК при ии в нормальных КУЭ | |
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %— 1изм —1120% | ||
|
3-1 (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 | |
|
4-1, 10-1 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 1,0) |
0,9 |
±6,9 |
±4,3 |
±3,6 |
|
0,8 |
±4,7 |
±3,0 |
±2,5 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,7 | |
|
7-1 (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 |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %— 1изм —1120% | ||
|
13 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5) |
1,0 |
±1,8 |
±1,0 |
±0,8 |
|
0,9 |
±2,2 |
±1,2 |
±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 | |
|
1-1, 11-1 (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 | |
|
2-1, 6-1, 8-1 (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 | |
|
3-1 (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 | |
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %— 1изм —1120% | ||
|
4-1, 10-1 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 1,0) |
1,0 |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
|
0,9 |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,5 |
±2,2 | |
|
0,5 |
±5,9 |
±3,7 |
±3,1 | |
|
7-1 (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 |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %— 1изм —1120% | ||
|
13 (Сч. 0,5; ТТ 0,5) |
0,9 |
±6,4 |
±3,2 |
±2,3 |
|
0,8 |
±4,4 |
±2,3 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±2,7 |
±1,5 |
±1,2 | |
|
1-1, 11-1 (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 | |
|
2-1, 6-1, 8-1 (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 | |
|
3-1 (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 | |
|
4-1, 10-1 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 1,0) |
0,9 |
±7,0 |
±4,3 |
±3,6 |
|
0,8 |
±4,9 |
±3,1 |
±2,6 | |
|
0,7 |
±3,9 |
±2,5 |
±2,2 | |
|
0,5 |
±3,0 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
7-1 (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 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosc 1,0 нормируется от 12%;
2. Характеристики погрешности ИИК 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 0,05^ 1н до 1,2^1н;
- 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/Лн1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,05^н1 до 1,2-!н1; 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/Лн2 до 1,1-Uk2; диапазон силы вторичного тока - от 0,05^н2 до 1,2^1н2; 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.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- 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:
- электросчетчики - 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.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование СИ |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
1. Трансформатор тока |
ТВ-110/50 |
3 |
|
2. Трансформатор тока |
ТНДМ-110 |
12 |
|
3. Трансформатор тока |
ТВ-110 |
6 |
|
4. Трансформатор тока |
ТВ-110-50 |
3 |
|
5. Трансформатор тока |
ТДУ-110 |
3 |
|
6. Трансформатор тока |
ТТИ-А |
3 |
|
7. Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
27 |
|
8. Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 |
9 |
|
9. Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
1 |
|
10. УСПД |
TK16L |
1 |
|
11. Методика поверки |
1738/500-2013 |
1 |
|
12. Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.057.03.ЭД |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1738/500-2013 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула". 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 счётчика СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 04 декабря 2007 г.;
- для УСПД TK16L - по документу "Устройство сбора и передачи данных TK16L 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 "Тула" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Тула"
Свидетельство об аттестации методики измерений 477-2010 от 14.09.2010 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 с изм. "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".
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".
Лист № 12
Всего листов 12
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
