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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55844-13
Производитель / заявитель: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Юго-Западная" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55844-13: Описание типа СИ Скачать 145.6 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55844-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Юго-Западная"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 1750/500-2013
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 1496 п. 07 от 19.12.2013
Производитель / Заявитель

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

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Юго-Западная» (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 «Юго-Западная» ОАО «ФСК ЕЭС».

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой 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 - 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) 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 на базе приемника GPS; автоматизированные 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.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) со встроенным GPS-приемником, обеспечивающем 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. 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 системами АИИС КУЭ.

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

обеспечиваемое п Таблица 1

рограммными средствами.

- Сведения о программном обеспечении

Идентификацион

ное

наименование

ПО

Номер версии (идентификационн ый номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификационное

наименование

файла ПО

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификато

ра ПО

1

2

3

4

5

e357189aea0466e98

b0221dee68d1e12

amrserver.exe

745dc940a67cfeb3a1

b6f5e4b17ab436

amrc.exe

"АльфаЦЕНТР"

v. 11.07.01.01

ed44f810b77a6782a

bdaa6789b8c90b9

amra.exe

MD5

0ad7e99fa26724e65

102e215750c655a

cdbora2.dll

0939ce05295fbcbbb

a400eeae8d0572c

encryptdll.dll

b8c331abb5e344441

70eee9317d635cd

alphamess.dll

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 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 «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

ПС 330 кВ «Юго-Западная», ВЛ 110 кВ Юго-Западная -Мойка, Л.Юго-Западная-2

ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 2945; 2943; 2946 Госреестр № 2793-88

НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 11524; 11681; 11549

Госреестр № 14205-05

ЕА02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01174448 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

2

ПС 330 кВ «Юго-Западная», ВЛ 110 кВ Новгородская ТЭЦ - Юго-Западная, Л.Ильменская-1

ТВ-110 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 4436-А; 4436-В;

4436-С Госреестр № 20644-03

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 3780; 3133; 3175 Госреестр № 24218-08

ЕА02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01174439 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

3

ПС 330 кВ «Юго-Западная», ВЛ 110 кВ Юго-Западная -РП Азот, Л.Химическая-1

ТВ-110 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 4435-А; 4435-В;

4435-С Госреестр № 20644-03

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 3780; 3133; 3175 Госреестр № 24218-08

ЕА02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01174431 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

4

ПС 330 кВ «Юго-Западная», ВЛ 110 кВ Юго-Западная -ПС 315, Л.Химическая-3

ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 6891; 6829; 6818 Госреестр № 2793-88

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 3780; 3133; 3175 Госреестр № 24218-08

ЕА02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01174444 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

5

ПС 330 кВ «Юго-Западная», ВЛ 110 кВ Новгородская -Юго-Западная, Л.Юго-Западная-1

ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 7145; 6578; 7146 Госреестр № 2793-88

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 3780; 3133; 3175 Госреестр № 24218-08

ЕА02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01174437 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

6

ПС 330 кВ «Юго-Западная», ВЛ 110 кВ Юго-Западная -Мостищи, Л.Юго-Западная-3

ТВ-110 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 4467-А; 4467-В;

4467-С Госреестр № 20644-03

НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 11524; 11681; 11549

Госреестр № 14205-05

ЕА02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01174419 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

1

2

3

4

5

6

7

ПС 330 кВ «ЮгоЗападная»,

ВЛ 110 кВ Юго-Западная -Южная, Л.Новгородская-2

ТВ-110 кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 4491-А; 4491-В;

4491-С Госреестр № 20644-03

НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 11524; 11681; 11549

Госреестр № 14205-05

ЕА02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01174450 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

8

ПС 330 кВ «ЮгоЗападная», ОВ-110 кВ

ТВ-110 кл. т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 4441-А; 4441-В;

4441-С Госреестр № 20644-03

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 3780; 3133; 3175 Госреестр № 24218-08

ЕА02RAL-P4В-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01046914 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

9

ПС 330 кВ «ЮгоЗападная»,

ВЛ 10 кВ л.1

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 3321-А; 813-С Госреестр № 2473-69

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 3308 Госреестр № 831-69

ЕА05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01050198 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

10

ПС 330 кВ «ЮгоЗападная»,

ВЛ 10 кВ л.3

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 5725-А; 5500-С Госреестр № 2473-69

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 3308 Госреестр № 831-69

ЕА02RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01050191 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

11

ПС 330 кВ «ЮгоЗападная»,

ВЛ 10 кВ л.5

ТЛМ-10

кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 0958-А; 9366-С Госреестр № 2473-69

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 3811 Госреестр № 831-69

ЕА05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01053689 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

12

ПС 330 кВ «ЮгоЗападная»,

ВЛ 10 кВ л.7

ТЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1850-А; 1857-С Госреестр № 2473-69

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 3811 Госреестр № 831-69

ЕА05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01050194 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

13

ПС 330 кВ «ЮгоЗападная», ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Юго-Западная - НПС-7 №1

ТГФМ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 5602; 5603; 5604 Госреестр № 36672-08

НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 214; 216; 215 Госреестр № 38002-08

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01222473 Госреестр № 31857-11

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

14

ПС 330 кВ «ЮгоЗападная», ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Юго-Западная - НПС-7 №2

ТГФМ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 5605; 5606; 5607 Госреестр № 36672-08

НДКМ-110 кл.т 0,2 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 217; 218; 219 Госреестр № 38002-08

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01222472 Госреестр № 31857-11

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

15

ПС 330 кВ «ЮгоЗападная»,

ВЛ 330 кВ Новгородская ТЭЦ - Юго-Западная,( Л-407)

ТГФ-330 II* кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 67,69,68 Госреестр № 44699-10

VCU-362 кл.т 0,2 Ктт = (330000/v3)/(100/v3) Зав. № 794095; 794094; 794093 Госреестр № 37847-08

EA02RAL-P3B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01046915 Госреестр № 1666697

RTU-325 зав. № 000632 Госреестр № 37288-08

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

11(2)£1 изм<15%

15%£1изм<120%

120%£1изм<1100%

1100%£1изм£1120%

1, 6 - 7 (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

2 - 5, 8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)

1,0

-

±1,7

±0,9

±0,7

0,9

-

±2,2

±1,2

±0,8

0,8

-

±2,8

±1,4

±1,0

0,7

-

±3,4

±1,8

±1,3

0,5

-

±5,3

±2,7

±1,9

9 - 12 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±1,8

±1,2

±1,0

0,9

-

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,3

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

13 - 14,15 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,0

±0,6

±0,5

±0,5

0,9

±1,1

±0,7

±0,5

±0,5

0,8

±1,3

±0,8

±0,6

±0,6

0,7

±1,5

±0,9

±0,7

±0,7

0,5

±2,0

±1,3

±0,9

±0,9

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I1(2)£I изм<15%

15%£1изм<120%

120%£1изм<1100%

1100%£1изм£1120%

1, 6 - 7 (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 - 5, 8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)

0,9

-

±6,3

±3,2

±2,2

0,8

-

±4,3

±2,2

±1,6

0,7

-

±3,4

±1,8

±1,3

0,5

-

±2,5

±1,4

±1,0

9 - 12 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±6,6

±3,6

±2,7

0,8

-

±4,6

±2,6

±2,1

0,7

-

±3,7

±2,2

±1,8

0,5

-

±2,9

±1,8

±1,5

13 - 14,15 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±3,8

±1,6

±1,2

±1,2

0,8

±2,8

±1,3

±0,9

±0,9

0,7

±2,4

±1,1

±0,8

±0,8

0,5

±2,1

±1,0

±0,7

±0,7

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

81(2)%,

85 %,

820 %,

8100 %,

11(2)£1 изм<15%

15%£1изм<120%

И

Ю

0

£

и

я

з

2

Л

1 0 о

''ч

©х

1100%£1изм£1120%

1, 6 - 7 (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 - 5, 8 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)

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

±1,4

0,5

-

±5,3

±2,8

±2,0

9 - 12 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,0

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,6

13 - 14,15 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

±1,2

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,8

±0,8

0,7

±1,6

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±2,1

±1,4

±1,1

±1,1

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

81(2)%,

85 %,

8

2

О

%

,

8100 %,

I1(2)£I изм<15%

15%£1изм<120%

120%£1изм<1100%

1100%£1изм£1120

%

1, 6 - 7 (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 - 5, 8 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)

0,9

-

±6,4

±3,3

±2,4

0,8

-

±4,4

±2,4

±1,8

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,5

0,5

-

±2,7

±1,6

±1,3

9 - 12 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±7,2

±4,0

±3,1

0,8

-

±5,2

±3,1

±2,6

0,7

-

±4,3

±2,7

±2,3

0,5

-

±3,5

±2,3

±2,1

13 - 14,15 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,9

±5,6

±2,1

±1,5

±1,4

0,8

±4,3

±1,7

±1,2

±1,2

0,7

±3,7

±1,6

±1,1

±1,1

0,5

±3,2

±1,4

±1,1

±1,1

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%P и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(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-ин до 1,01 •ин;

-    диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,21н;

-    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-ин1 до 1,1-ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,21н1; 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-ин2 до 1,1 -ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,011н2 до 1,21н2; 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 электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

-    счетчик электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

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

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.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование СИ

Тип

Кол-во, шт.

1

2

3

1. ТТ

ТФЗМ-110Б-ШУ1

9

2. ТТ

ТВ-110

15

3. ТТ

ТЛМ-10

8

4. ТТ

ТГФМ-110 II*

6

5. ТТ

ТГФ-330 II*

1

6. ТН

НКФ-110-57

3

7. ТН

НАМИ-110 УХЛ1

3

8. ТН

НТМИ-10-66

2

9. ТН

НДКМ-110

6

10. ТН

VCU-362

3

11. Счетчик

ЕА02RAL-P4B -4W

8

12. Счетчик

ЕА02RAL-P3В-4W

1

13. Счетчик

ЕА05RAL-B-4

4

14. Счетчик

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

2

15. УСПД

RTU-325

1

16. Методика поверки

1750/500-2013

1

17. Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.020.07.ПС-

ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1750/500-2013 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Юго-Западная». 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 29252005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

-    для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU -325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    для счетчиков ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;

-    для счетчиков «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 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.

Методика измерений приведена в документе: "Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «ЮгоЗападная»

Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/079-2013 от 17.09.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Юго-Западная»

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".

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