55842-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Окуловская" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Окуловская"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55842-13
Производитель / заявитель: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Скачать
55842-13: Описание типа СИ Скачать 132.4 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Окуловская" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55842-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Окуловская"
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 1496 п. 05 от 19.12.2013
Производитель / Заявитель

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

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 1748/500-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 03.03.2024

Поверители

Скачать

55842-13: Описание типа СИ Скачать 132.4 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Окуловская» (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 оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ «Окуловская» ОАО «ФСК ЕЭС».

Описание

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

АИИС КУЭ включает 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 - Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 25035-83, ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства передачи данных;

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 37288-08), коммутационное оборудование;

3-ий 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 филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада) 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 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.

АИИС КУЭ оснащена системой об обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) со встроенным GPS-приемником, обеспечивающим 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, на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ±1,5 с.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными система АИИС КУЭ.

ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.

Таблица 1.1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (АльфаЦЕНТР)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

11.07.01.01

Цифровой идентификатор ПО

e357189aea0466e98b0221dee68 dle12

745dc940a67cfeb3a1b6f5e4b17 ab436

Другие идентификационные данные

amrserver.exe

amrc.exe

Таблица 1.2

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (АльфаЦЕНТР)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

11.07.01.01

Цифровой идентификатор ПО

ed44f810b77a6782abdaa6789b8 c90b9

0ad7e99fa26724e65102e215750 c655a

Другие идентификационные данные

amra.exe

cdbora2.dll

Таблица 1.3

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (АльфаЦЕНТР)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

11.07.01.01

Цифровой идентификатор ПО

0939ce05295fbcbbba400eeae8d 0572c

b8c331abb5e34444170eee9317d 635cd

Другие идентификационные данные

encryptdll.dll

alphamess.dll

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

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав 1-ого и 2-ого 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

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Торбино с отп. на ПС Боровенка Л.Вешерская-6

ТВ-110/20

кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 2229-А; 2229-В; 2229-С Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1 Кл.т 0,5 Ктт= (110000/V3)/(100/V3) Зав. №1054155; 1054172; 1054176 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090374 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

2

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Заозерье, Л.Вишерская-7

ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 2083-А; 2083-В; 2083-С

Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1 Кл.т 0,5 Ктт= (iioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. №1054168; 1054145; 1054116 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100355

Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

3

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Прогресс с отп. на ПС Парахино, Кулотино, Сельская, Огнеупоры, Л.Боровичская-1

ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 2028-А; 2028-В; 2028-С

Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1 Кл.т 0,5 Ктт= (iioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. №1054168; 1054145; 1054116 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100380 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

1

2

3

4

5

6

4

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Прогресс с отп. на ПС Парахино, Кулотино, С ельская, Огнеупоры, Л.Боровичская-2

ТВ-110/20

кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 2026-А; 2026-В; 2026-С Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1

Кл.т 0,5 Ктт= (110000/V3)/(100/V3) Зав. №1054155; 1054172; 1054176 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100369 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

5

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Окуловка-тяговая I цепь, Л. Окуловская -1

ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 2022-А; 2022-В; 2022-С

Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1 Кл.т 0,5 Ктт= (110000/V3)/(100/V3) Зав. №1054168; 1054145; 1054116 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100342 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

6

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Ручьи, Л.Крестецкая-1

ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 1958-А; 1958-В; 1958-С

Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1 Кл.т 0,5 Ктт= (110000/V3)/(100/V3) Зав. №1054168; 1054145; 1054116 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090395 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

7

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Новая, Л. Окуловская-4

ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт=600/5 Зав. № 3916-А; 3916-В; 3916-С

Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1 Кл.т 0,5 Ктт= (110000/V3)/(100/V3) Зав. №1054155; 1054172; 1054176 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100370 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

8

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Г азовая, Л. Окуловская-3

ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 2667-А; 2667-В; 2667-С

Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1 Кл.т 0,5 Ктт= (110000/V3)/(100/V3) Зав. №1054168; 1054145; 1054116 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100381

Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

9

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Окуловка-тяговая II цепь, Л. Окуловская -2

ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 1957-А; 1957-В; 1957-С

Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1 Кл.т 0,5 Ктт= (110000/V3)/(100/V3) Зав. №1054155; 1054172; 1054176 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100338 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

1

2

3

4

5

6

10

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Прогресс с отп. на ПС Рудничная, Л.Боровичская-3

ТВ-110/20

кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 12590-А; 12590-В;

12590-С Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1

Кл.т 0,5 Ктт= (110000/V3)/(100/V3) Зав. №1054168; 1054145; 1054116 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176439 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

11

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 110 кВ Окуловская -Прогресс, Л.Боровичская-4

ТВ-110/20 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 12589-А; 12589-В; 12589-С Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1 Кл.т 0,5 Ктт= (110000/V3)/(100/V3) Зав. №1054155; 1054172; 1054176 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100413

Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

12

ПС 330 кВ Окуловская, ОРУ-110 кВ

ОВ-110 кВ

ТВ-110/20 кл.т 1,0 Ктт=1000/5 Зав. № 1858-А; 1858-В; 1858-С

Г осреестр № 3189-72

НКФ-110-57-У1 Кл.т 0,5 Ктт= (110000/V3)/(100/V3) Зав. №1054168; 1054145; 1054116 Госреестр № 14205-94

EA02RAL-P4B-4 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01100419 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

13

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 10 кВ л.35

ТОЛ-10-1

кл.т 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 2757; 2756; 2755 Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктт=10000/100 Зав. № 0458 Г осреестр № 16687-02

EA02RAL-P4B-4 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01126627 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

14

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 10 кВ л.21

ТОЛ-10-1

кл.т 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 4134; 7051; 8059 Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктт=10000/100 Зав. № 0468 Г осреестр № 16687-02

EA05RL-BN-3

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01112576

Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

15

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 10 кВ л.15

ТОЛ-10-1 кл.т 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 7945; 7765;

8051 Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктт=10000/100 Зав. № 0468 Г осреестр № 16687-02

EA05RL-BN-3

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01112580

Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

1

2

3

4

5

6

16

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 10 кВ л.14

ТОЛ-10-1 кл.т 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 7479; 7131; 7132

Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктт=10000/100 Зав. № 0468 Г осреестр № 16687-02

EA05RL-BN-3

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01112581

Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

17

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 10 кВ л.11

ТОЛ-10-1 кл.т 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 7476;7764; 7503

Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктт=10000/100 Зав. № 0468 Г осреестр № 16687-02

EA05RL-BN-3

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01112574

Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

18

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 10 кВ л.40

ТОЛ-10-1 кл.т 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 7130; 7477; 7238

Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктт=10000/100 Зав. № 0458 Г осреестр № 16687-02

EA05RL-BN-3

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01112582

Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

19

ПС 330 кВ «Окуловская», ВЛ 10 кВ л.29

ТОЛ-10-1 кл.т 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 6153; 4437; 4436

Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктт=10000/100 Зав. № 0468 Г осреестр № 16687-02

EA05RL-BN-3

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01112571

Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

20

ПС 330 кВ «Окуловская», яч. № 9 ЗРУ 10 кВ (КВЛ 10 кВ л.5)

ТОЛ-10-1 кл.т 0,5S Ктт=300/5 Зав. № 1225;4414; 4623

Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктт=10000/100 Зав. № 0468 Г осреестр № 16687-02

EA05RL-BN-3

Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01112577

Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

21

ПС 330 кВ «Окуловская», яч. № 16 ЗРУ 10 кВ (КВЛ 10 кВ л.38)

ТОЛ-10-1 кл.т 0,5S Ктт=300/5

Зав. № 13055; 4007;

4153

Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктт=10000/100 Зав. № 0458 Г осреестр № 16687-02

EA05RL-BN-3 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01112575 Г осреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000630 Г осреестр № 37288-08

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Номер ИИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

^1ОО *,

^5»,

$го »,

$100 %,

I1(2)% —1изм< I5%

I5% <1изм< I20%

I20% —1изм< 1100%

1100% <1ивм< 1120%

1

2

3

4

5

6

12 (Счетчик 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

1 - 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 3,0; ТН 0,5)

1,0

-

-

-

±3,3

0,9

-

-

-

±4,3

0,8

-

-

-

±5,4

0,7

-

-

-

±6,7

0,5

-

-

-

±10,5

13

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

±1,8

±1,1

±0,9

±0,9

0,9

±2,3

±1,3

±1,0

±1,0

0,8

±2,9

±1,6

±1,2

±1,2

0,7

±3,5

±2,0

±1,5

±1,5

0,5

±5,4

±3,0

±2,2

±2,2

14-21

(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

±2,1

±1,2

±1,0

±1,0

0,9

±2,5

±1,4

±1,2

±1,2

0,8

±3,0

±1,7

±1,3

±1,3

0,7

±3,6

±2,1

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,1

±2,3

±2,3

Номер ИИК

cosф

Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

^1ОО *,

^5»,

$го »,

$100 %,

11(2)% —1изм< I5%

I5% <1изм< I20%

I20% —1изм< 1100%

1100% <1ивм< 1120%

1

2

3

4

5

6

12 (Счетчик 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

1 - 11 (Счетчик 0,5; ТТ 3,0; ТН 0,5)

0,9

-

-

-

±11,9

0,8

-

-

-

±7,7

0,7

-

-

-

±5,7

0,5

-

-

-

±3,4

13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S; ТН 0,5)

0,9

±7,0

±3,5

±2,6

±2,6

0,8

±4,9

±2,5

±1,8

±1,8

0,7

±3,9

±2,0

±1,5

±1,5

0,5

±3,0

±1,6

±1,2

±1,2

14-21 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,9

±8,7

±3,9

±2,8

±2,8

0,8

±6,3

±2,9

±2,1

±2,1

0,7

±5,3

±2,5

±1,8

±1,8

0,5

±4,3

±2,0

±1,5

±1,5

Номер ИИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

$1(Л * ,

$s »,

$20 S ,

$100 %,

I1(2)% <1изм< 15%

I5% —1изм< I20%

I20% <1изм< I100%

I100% <1изм< I120%

1

2

3

4

5

6

12 (Счетчик 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

1 - 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 3,0; ТН 0,5)

1,0

-

-

-

±3,4

0,9

-

-

-

±4,4

0,8

-

-

-

±5,5

0,7

-

-

-

±6,8

0,5

-

-

-

±10,6

13

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

±1,0

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

±1,4

0,7

±3,6

±2,0

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

14-21

(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

±2,4

±1,7

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,3

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,9

±2,5

±2,0

±2,0

0,5

±5,7

±3,4

±2,6

±2,6

Номер ИИК

cosф

Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

$1СО * ,

$5»,

$20 % ,

$ioo «,

11(2)% —1изм< I5%

I5% <1изм< I20%

I20% —1изм< I100%

I100% <1изм< I120%

1

2

3

4

5

6

12 (Счетчик 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

1 - 11 (Счетчик 0,5; ТТ 3,0; ТН 0,5

0,9

-

-

-

±12,0

0,8

-

-

-

±7,8

0,7

-

-

-

±5,8

0,5

-

-

-

±3,5

13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S; ТН 0,5)

0,9

±8,1

±3,8

±2,7

±2,7

0,8

±5,8

±2,7

±2,0

±2,0

0,7

±4,8

±2,3

±1,7

±1,7

0,5

±3,9

±1,9

±1,4

±1,4

14-21 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,9

±12,1

±4,8

±3,3

±3,1

0,8

±9,0

±3,8

±2,7

±2,6

0,7

±7,7

±3,3

±2,4

±2,3

0,5

±6,5

±2,9

±2,2

±2,1

Примечания:

1. Погрешность измерений и ix   для cosф=1,0 нормируется от 11%, а погрешность

измерений и iX   для cosф<1,0 нормируется от 12%;

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

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

4. Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

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

- диапазон силы тока - от 0,01 до 1,2^н;

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

- частота - (50 ± 0,15) Гц

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

5. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9 до 1,1/Лн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 до 1,2^н1; частота - (50 ± 0,4) Гц;

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

Для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9 до 1,1 ^ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 до 1,2^н2;

- частота - (50 ± 0,4) Гц;

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

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

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

7. 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 "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;

- 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;

- 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 направлении при отключении питания - до 5 лет;

- ИВК - суточные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому канала - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.

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 средства измерений

Наименование СИ

Тип

Количество, шт

1

2

3

ТТ

ТОЛ-10-I

27

ТТ

ТВ-110/20

33

ТТ

ТВ-110/50

3

ТН

НКФ-110-57- У1

6

ТН

НАМИТ-10

4

Счетчик

EA02RAL-P4B-4

13

Счетчик

EA05RL-BN-3

8

УСПД

RTU-325

1

Методика поверки

МП 1748/500-2013

1

Паспорт-формуляр

АУВП.411711.ФСК.020.08.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1748/500-2013   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Окуловская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.09.2013 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «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 «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

- для УСПД RTU-325T - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Окуловская»

Свидетельство об аттестации методики измерений 762/446-01.00229.-2010 от 13.12.2010 г.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 с изм. 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

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

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

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

Смотрите также