Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Окуловская"
Номер в ГРСИ РФ: | 55842-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
55842-13: Описание типа СИ | Скачать | 132.4 КБ |
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 | 17.11.2024 |
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