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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55846-13
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 "Железногорск" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55846-13: Описание типа СИ Скачать 166.6 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55846-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Железногорск"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 1756/500-2013
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. 09 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 «Железногорск» 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 «Железногорск» 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) ТК16Ь (Госреестр № 36643-07 зав.№ 168), 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 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).

Лист № 2 Всего листов 14

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

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

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

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

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

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

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

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит радиосервер точного времени типа РСТВ-01 (Госреестр № 40586-09). Радиосервер точного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.

Лист № 3 Всего листов 14

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

D233ED6393702747769A45

DE8E67B57E

ПО АИИС КУЭ ПС 330 кВ

«Железногорс

к»

MD5

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

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

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

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

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

ИИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик

электрической

энергии

ИВКЭ

(УСПД)

1

2

3

4

5

6

1

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-ГОК-1

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 269; 631; 678 Госреестр № 2793-71

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 35050; 34984;

35094 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461871 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

2

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-ГОК-2

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 645; 646; 644 Госреестр № 2793-71

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 35051; 35036;

35088 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461346 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

3

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-ГОК-3

ТРГ-110 П*УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 750/1 Зав. № 1652; 1653; 1654 Госреестр № 26813-06

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 35050; 34984;

35094 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461341 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

4

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-ГОК-4

ТРГ-110 П*УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 750/1 Зав. № 1649; 1650; 1651 Госреестр № 26813-06

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 35051; 35036;

35088 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461339 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

5

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-ГОК-5

ТФЗМ 110Б-Ш кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 10380; 10335; 10331

Госреестр № 26421-04

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 21989; 21746;

21745 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461329 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

6

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-ГОК-6

ТФЗМ 110Б-Ш кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 10368; 10337;

10327 Госреестр № 26421-04

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 7556; 7593; 5006 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461334 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

7

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-ГОК-7

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 8025; 8020; 7858 Госреестр № 2793-71

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктт =

(110000/v3/100/v3) Зав. № 21989; 21746;

21745 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461873 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

8

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-ГОК-8

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 7868; 8022; 8017 Госреестр № 2793-71

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктт =

(110000/v3/100/v3) Зав. № 7556; 7593; 5006 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461898 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

9

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Горная-3

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 8163; 8152; 8165 Госреестр № 2793-71

НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктт =

(110000/v3/100/v3) Зав. № 961471; 961466;

961453 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461882 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

10

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Горная-4

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 7324; 2326; 7335 Госреестр № 2793-71

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт =

(110000/v3/100/v3) Зав. № 47279; 40756;

39131 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461876 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

11

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Заводская-1 с отп на ПС 110 кВ Сапфир

ТРГ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 159; 161; 160 Госреестр № 26813-06

НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 961471; 961466;

961453 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460659 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

12

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Заводская-2 с отп на ПС 110 кВ Сапфир

ТРГ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 165; 166; 167 Госреестр № 26813-06

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 47279; 40756;

39131 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461331 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

13

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Индустрия-1

ТРГ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 177; 178; 179 Госреестр № 26813-06

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 47279; 40756;

39131 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461345 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

14

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Индустрия-2

ТРГ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 174; 175; 168 Госреестр № 26813-06

НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 961471; 961466;

961453 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460666 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

15

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-СТК-1 с отп на ПС 110 кВ Семеновская

ТРГ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 386; 387; 388 Госреестр № 26813-06

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 7556; 7593; 5006 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461337 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

16

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-СТК-2

ТРГ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 385; 389; 390 Госреестр № 26813-06

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 21989; 21746;

21745 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461874 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

17

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Тяга-1

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 224; 275; 286 Госреестр № 2793-71

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 35050; 34984;

35094 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461342 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

18

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Тяга-2

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 235; 285; 271 Госреестр № 2793-71

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 35051; 35036;

35088 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461340 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

19

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Тяга-3

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 2310; 2296; 2277 Госреестр № 2793-71

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт =

(110000/v3/100/v3) Зав. № 47279; 40756;

39131 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461304 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

20

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Тяга-4

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 2284; 2317; 1862 Госреестр № 2793-71

НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктт =

(110000/v3/100/v3) Зав. № 961471; 961466;

961453 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461335 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

21

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Горная I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Рудная

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 193; 1863; 172 Госреестр № 2793-71

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 47279; 40756;

39131 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461332 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

22

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Горная II цепь

ТФЗМ 110Б-Ш кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 1938; 1929; 1963 Госреестр № 26421-04

НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 961471; 961466;

961453 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461333 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

23

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Дмитриев

ТРГ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 169; 172; 173 Госреестр № 26813-06

НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 961471; 961466;

961453 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461344 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

24

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Рудная I ц

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 676; 603; 642 Госреестр № 2793-71

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 47279; 40756;

39131 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577523 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

25

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Рудная II ц

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 628; 805; 409 Госреестр № 2793-71

НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 961471; 961466;

961453 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460663 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

26

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Студенок

ТРГ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 200/1 Зав. № 162; 163; 164 Госреестр № 26813-06

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 47279; 40756;

39131 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461872 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

27

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Фатеж 1 ц с отп на ПС 110 кВ Мартовская

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 274; 276; 281 Госреестр № 2793-71

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 35050; 34984;

35094 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461830 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

28

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 110 кВ Железногорская-Фатеж II ц с отпайками

ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 750/1 Зав. № 278; 283; 675 Госреестр № 2793-71

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 35051; 35036;

35088 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460668 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

29

ПС 330 кВ «Железногорск», ОВ-1 110 кВ

ТРГ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 1200/1 Зав. № 327; 328; 330 Госреестр № 26813-06

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 47279; 40756;

39131 Госреестр № 1188-84

EPQS 113.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 578164 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

30

ПС 330 кВ «Железногорск», ОВ-2 110 кВ

ТРГ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 1200/1 Зав. № 332; 331; 329 Госреестр № 26813-06

НКФ110-83 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 35051; 35036;

35088 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 578194 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 168 Госреестр № 36643-07

31

ПС 330 кВ «Железногорск», ОВ-3 110 кВ

ТРГ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 391; 392; 393 Госреестр № 2681306

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктт = (110000/v3/100/v3) Зав. № 21989; 21746;

21745 Госреестр № 1420594

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 578242 Госреестр № 2597106

TC16L зав. № 168 Госреестр № 3664307

32

ПС 330 кВ «Железногорск», ВЛ 10 кВ №16 ПС 110 кВ СТК

ТТИ-А кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 77/26290; 77/26103; 77/26270 Госреестр № 28139-12

-

СЭТ-4ТМ.03.08 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 101071733 Госреестр № 2752404

IR16L зав. № 168 Госреестр № 3664307

Номер ИИК

cos9

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

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I1(2)£I изм<^%

I5%£Iизм<I20%

I20%£Iизм<Il00%

Il00%£Iизм£Il20%

1, 2, 5, 6, 7 - 10, 17 -22, 24 - 25, 27 - 28 (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

11 - 16, 23, 26 (Сч. 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

3, 4, 29 - 31 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

±1,1

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,3

±0,9

±0,8

±0,8

0,8

±1,4

±1,0

±0,9

±0,9

0,7

±1,6

±1,2

±1,0

±1,0

0,5

±2,3

±1,7

±1,4

±1,4

32

(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН -)

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

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<!5%

I5%£Iизм<I20%

I20%£Iизм<Il00%

Il00%£Iизм£Il20%

19 5 6 7 10 17

0,9

-

±6,4

±3,5

±2,6

1 А 5 6 7 105 17

22, 24 - 25, 27 - 28 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,8

-

±4,4

±2,4

±1,8

0,7

-

±3,5

±1,9

±1,5

0,5

-

±2,6

±1,5

±1,2

11 - 16, 23, 26 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; 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

3, 4, 29 - 31 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±4,0

±2,1

±1,7

±1,7

0,8

±3,0

±1,5

±1,3

±1,3

0,7

±2,5

±1,3

±1,1

±1,1

0,5

±2,1

±1,1

±1,0

±0,9

32

(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН -)

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

Номер ИИК

cos9

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

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

11(2)£1 изм<15%

15%£1изм<120%

120%£1изм<1100%

1100%£1изм£1120%

1, 2, 5, 6, 7 - 10, 17 -22, 24 - 25, 27 - 28 (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

11 - 16, 23, 26 (Сч. 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

3, 4, 29 - 31 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,9

±1,4

±1,0

±1,0

±1,0

0,8

±1,5

±1,2

±1,1

±1,1

0,7

±1,7

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

32

(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН -)

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

Номер ИИК

cos9

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

81(2)%,

85 %,

820 %,

8100 %,

I1(2)£I изм<!-5%

I5%£Iизм<I20%

I20%£Iизм<I100%

I100%£Iизм£I120%

1, 2, 5, 6, 7 - 10, 17 -22, 24 - 25, 27 - 28 (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

11 - 16, 23, 26 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; 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

3, 4, 29 - 31 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±5,7

±2,5

±1,9

±1,9

0,8

±4,4

±1,9

±1,5

±1,5

0,7

±3,8

±1,7

±1,4

±1,3

0,5

±3,2

±1,5

±1,2

±1,2

32

(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН -)

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

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%;

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

3.    Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

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

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

-    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^н1 до 1,1^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 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^н2 до 1,1 ^н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -!н2 до 1,2^н2; частота - (50 ± 0,4) Гц;

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

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

Лист № 11 Всего листов 14

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

6.    Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

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

-    счетчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 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.

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

ТФНД-110М

45

2. ТТ

ТФЗМ 110Б-Ш

9

3. ТТ

ТРГ-110 II*

39

4. ТТ

ТТИ-А

3

5. ТН

НКФ110-83

12

6. ТН

НКФ-110-57 У1

6

7. ТН

НКФ-110-57

3

8. Счетчик

EPQS 111.21.18LL

30

9. Счетчик

EPQS 113.21.18LL

1

10. Счетчик

СЭТ-4ТМ.03.08

1

11. УСПД

TC16L

1

12. Методика поверки

1756/500-2013

1

13. Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.059.05.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1756/500-2013 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Железногорск» . 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 счётчика СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков EPQS - по документу "Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002";

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

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

Лист № 13 Всего листов 14

-    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 электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Железногорск»

Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/073-2013 от 16.09.2013 г.

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

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