Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС 220 кВ "Вичуга"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55850-13
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 220 кВ "Вичуга" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55850-13: Описание типа СИ Скачать 144.6 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55850-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС 220 кВ "Вичуга"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 1752/500-2013
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. 13 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 220 кВ «Вичуга» 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 220 кВ «Вичуга» 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.№ 110811), 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).

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

Лист № 2 Всего листов 13

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. 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).

Лист № 3 Всего листов 13

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

Идентификаци

онное

наименование

программного

обеспечения

Номер версии (идентификацио нный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификаци

онное

наименование

файла

программного

обеспечения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифика

тора

программно

го

обеспечени

я

1

2

3

4

5

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

№ 1.00

D233ED6393702747769A45DE

8E67B57E

ПО АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Вичуга»

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 220 кВ «Вичуга», ВЛ 110 кВ Вичуга -Зарубино

IOSK 123 кл.т 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 2094620; 2094616; 2112154 Госреестр № 26510-09

EOF-123 кл.т 0,2 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 2009.3831.02/03; 2009.3831.02/02; 2009.3831.02/01 Госреестр № 29312-05

EPQS 113.22.22LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 942838 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

2

ПС 220 кВ «Вичуга», ВЛ 110 кВ Вичуга -Воробьево

ТВ-110/20ХЛ кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 4054-А; 4054-В;

4054-С Госреестр № 4462-74

НКФ-110 кл.т 1

Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 693819; 693825; 693829 Госреестр № 922-54

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461578 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

3

ПС 220 кВ «Вичуга», ВЛ 110 кВ Вичуга -Родники

IOSK 123 кл.т 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 2094615; 2094613; 2094631 Госреестр № 26510-09

EOF-123 кл.т 0,2 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 2009.3831.02/06; 2009.3831.02/05; 2009.3831.02/04 Госреестр № 29312-05

EPQS 113.22.22LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 942842 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

4

ПС 220 кВ «Вичуга», ВЛ 110 кВ Вичуга - Светоч

IOSK 123 кл.т 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 2094609; 2094639; 2094611 Госреестр № 26510-09

EOF-123 кл.т 0,2 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 2009.3831.02/03; 2009.3831.02/02; 2009.3831.02/01 Госреестр № 29312-05

EPQS 113.22.22LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 942835 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

5

ПС 220 кВ «Вичуга», ВЛ-110 кВ Вичуга -Острецово

IOSK 123 кл.т 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 2094606; 2094633; 2094623 Госреестр № 26510-09

EOF-123 кл.т 0,2 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 2009.3831.02/03; 2009.3831.02/02; 2009.3831.02/01 Госреестр № 29312-05

EPQS 113.22.22LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 942852 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

6

ПС 220 кВ «Вичуга»,

ВЛ 110 кВ Вичуга - Пеньки

IOSK 123 кл.т 0,2S Ктт = 600/1 Зав. № 2094636; 2094638; 2094614 Госреестр № 26510-09

EOF-123 кл.т 0,2 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 2009.3831.02/03; 2009.3831.02/02; 2009.3831.02/01 Госреестр № 29312-05

EPQS 113.22.22LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 942853 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

7

ПС 220 кВ «Вичуга», ВЛ 110 кВ Вичуга -Заволжск

ТВ-110/20ХЛ кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 3890-А; 3890-В;

3890-С Госреестр № 4462-74

НКФ 110-83 кл. т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 52880; 53120; 53201 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460872 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

8

ПС 220 кВ «Вичуга», ШСМВ-110 кВ

ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 4696-А; 4696-В; 4696-С Свидетельства о поверке №№ Л6-0329-07, Л6-0330-07, Л6-0331-07

НКФ110-83 кл. т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 52880; 53120; 53201 Госреестр № 1188-84

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461214 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

9

ПС 220 кВ «Вичуга», ВЛ 35 кВ Вичуга -Зарубино

ТВ-35/25 кл.т 3,0 Ктт = 200/5 Зав. № 8390-А; 8390-В;

8390-С Госреестр № 3186-72

ЗНОМ-35 кл. т 0,5 Ктт = (35000/v3)/(100/v3) Зав. № 783103; 854606; 854594 Госреестр № 912-54

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461181 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

10

ПС 220 кВ «Вичуга», ВЛ 35 кВ Вичуга -Н.Писцово-1

ТВТ-35 М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 7623-А; 7623-В;

7623-С Госреестр № 3642-73

ЗНОМ-35 кл. т 0,5 Ктт = (35000/v3)/(100/v3) Зав. № 783103; 854606; 854594 Госреестр № 912-54

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461184 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

11

ПС 220 кВ «Вичуга», ВЛ 35 кВ Вичуга -Н.Писцово 2

ТВТ-35 М кл.т 1,0 Ктт = 400/5 Зав. № 7621-А; 7621-В;

7621-С Госреестр № 3642-73

НОМ-35 кл. т 0,5 Ктт = (35000/v3)/(100/v3) Зав. № 664867; 667126; 734313 Госреестр № 187-49

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461182 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

12

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-601Ф-ка Шагова

ТПОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 42203; 42550 Госреестр № 1261-02

НТМ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 322063 Свидительство о поверке № 0319893

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461179 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

13

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-602 Ф-ка Шагова

ТПОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 35913; 42173 Госреестр № 1261-02

НТМ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 195649 Свидительство о поверке № 0319891

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461178 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

14

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-603 Машзавод

ТПФ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 42174; 36671 Госреестр № 814-53

НТМ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 195649 Свидительство о поверке № 0319891

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461253 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

15

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-604 ГЭС

ТПОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 41732; 42549 Госреестр № 1261-02

НТМ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 195649 Свидительство о поверке № 0319891

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 472374 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

16

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-605 Вич. Мануфактура

ТПОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 3055; 1374 Госреестр № 1261-02

НТМ-6 кл. т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 322063 Свидительство о поверке № 0319893

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461825 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

17

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-606 Мануфактура

ТПОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 13085; 13091 Госреестр № 1261-02

НТМ-6 кл.т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 195649 Свидетельство о поверке № 0319891

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471325 Госреестр № 25971-06

TO^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

18

ПС 220 кВ «Вичуга», Ячейка ВЛ - 6 кВ фидер №609

ТПФ кл.т 1,0 Ктт = 300/5 Зав. № 117439; 59364 Госреестр № 517-50

НТМ-6 кл.т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 322063 Свидительство о поверке № 0319893

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460879 Госреестр № 25971-06

TO^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

19

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-610 ГЭС

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 91239; 91258 Госреестр № 1856-63

НТМ-6 кл.т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 322063 Свидительство о поверке № 0319893

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471516 Госреестр № 25971-06

TO^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

20

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-611 ГЭС

ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 56245; 56278 Госреестр № 2363-68

НТМ-6 кл.т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 195649 Свидительство о поверке № 0319891

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 472620 Госреестр № 25971-06

TO^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

21

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-612 ГЭС

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 86442; 92597 Госреестр № 1856-63

НТМ-6 кл.т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 322063 Свидительство о поверке № 0319893

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471740 Госреестр № 25971-06

TO^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

22

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-613 ГЭС

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 68361; 44100 Госреестр № 1856-63

НТМ-6 кл.т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 195649 Свидительство о поверке № 0319891

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471736 Госреестр № 25971-06

TO^L зав. № 110811 Госреестр № 36643-07

23

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-614 Машзавод

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 81277; 54695 Госреестр № 185663

НТМ-6 кл.т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 322063 Свидительство о поверке № 0319893

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460469 Госреестр № 2597106

TO^L зав. № 110811 Госреестр № 3664307

24

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-615 ГЭС

ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 16638; 14990 Госреестр № 127659

НТМ-6 кл.т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 195649 Свидительство о поверке № 0319891

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471738 Госреестр № 2597106

TO^L зав. № 110811 Госреестр № 3664307

25

ПС 220 кВ «Вичуга», Ф.-616 Вич. Мануфактура

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 71315; 71397 Госреестр № 185663

НТМ-6 кл.т 0,5 Ктт = 6000/100 Зав. № 322063 Свидительство о поверке № 0319893

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 460471 Госреестр № 2597106

TO^L зав. № 110811 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<15%

I5%£Iизм<I20%

I20%£Iизм<I100%

I100%£Iизм£I120%

1, 3 - 6 (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

2

(Сч. 0,2S; ТТ 3; ТН 1)

1,0

-

±1,2

±1,2

±1,2

0,9

-

±1,3

±1,3

±1,3

0,8

-

±1,5

±1,5

±1,5

0,7

-

±1,8

±1,7

±1,7

0,5

-

±2,5

±2,5

±2,5

7 - 9

(Сч. 0,2S; ТТ 3; ТН 0,5)

1,0

-

±0,7

±0,7

±0,7

0,9

-

±0,7

±0,7

±0,7

0,8

-

±0,9

±0,8

±0,8

0,7

-

±1,0

±0,9

±0,9

0,5

-

±1,4

±1,3

±1,3

10, 12 - 17, 19 - 25 (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, 18 (Сч. 0,2S; ТТ 1; 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

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%

I5%£Iизм<I20%

I20%£Iизм<Il00%

Il00%£Iизм£Il20%

1, 3 - 6 (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

2

(Сч. 0,5; ТТ 3; ТН 1)

0,9

-

±3,0

±2,9

±2,9

0,8

-

±2,2

±2,1

±2,1

0,7

-

±1,9

±1,8

±1,8

0,5

-

±1,5

±1,5

±1,5

7 - 9 (Сч. 0,5; ТТ 3; ТН 0,5)

0,9

-

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

-

±1,4

±1,2

±1,2

0,7

-

±1,2

±1,0

±1,0

0,5

-

±1,0

±0,9

±0,9

10, 12 - 17, 19 - 25 (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

11, 18 (Сч. 0,5; ТТ 1; 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

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, 3 - 6 (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

2

(Сч. 0,2S; ТТ 3; ТН 1)

1,0

-

±1,3

±1,3

±1,3

0,9

-

±1,4

±1,4

±1,4

0,8

-

±1,6

±1,6

±1,6

0,7

-

±1,9

±1,8

±1,8

0,5

-

±2,6

±2,6

±2,6

7 - 9

(Сч. 0,2S; ТТ 3; ТН 0,5)

1,0

-

±0,9

±0,9

±0,9

0,9

-

±0,9

±0,9

±0,9

0,8

-

±1,0

±1,0

±1,0

0,7

-

±1,2

±1,1

±1,1

0,5

-

±1,5

±1,4

±1,4

10, 12 - 17, 19 - 25 (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, 18 (Сч. 0,2S; ТТ 1; ТН 0,5)

1,0

-

±3,4

±1,9

±1,4

0,9

-

±4,4

±2,3

±1,7

0,8

-

±5,5

±2,9

±2,1

0,7

-

±6,8

±3,5

±2,5

0,5

-

±10,6

±5,4

±3,8

Номер ИИК

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<15%

I5%£Iизм<I20%

I

2

0

£

IA

НЧ

я

з

2

Л

1

0

о

''ч

©х

I100%£Iизм£I120%

1, 3 - 6 (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

2

(Сч. 0,5; ТТ 3; ТН 1)

0,9

-

±3,3

±3,1

±3,0

0,8

-

±2,5

±2,3

±2,3

0,7

-

±2,2

±2,0

±1,9

0,5

-

±1,9

±1,7

±1,6

7 - 9 (Сч. 0,5; ТТ 3; ТН 0,5)

0,9

-

±2,2

±1,8

±1,7

0,8

-

±1,8

±1,4

±1,4

0,7

-

±1,6

±1,3

±1,3

0,5

-

±1,5

±1,2

±1,2

10, 12 - 17, 19 - 25 (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, 18 (Сч. 0,5; ТТ 1; 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

Примечания:

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

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

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

-    частота - (50 ± 0,15) Гц;

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

4.    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Цн1 до 1,1-Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01-1н1 до 1,2-1н1; 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-Цн2 до 1,1 -Цн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 1,2-1н2; частота - (50 ± 0,4) Гц;

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

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

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

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

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

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

-    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

IOSK 123

15

2. ТТ

ТВ-110/20ХЛ

6

3. ТТ

ТНДМ-110

3

4. ТТ

ТВ-35/25

3

5. ТТ

ТВТ-35 М

6

6. ТТ

ТПОЛ 10

10

7. ТТ

ТПФ-10

2

8. ТТ

ТПФ

2

Т

Т

9.

ТВЛМ-10

10

10. ТТ

ТПЛМ-10

2

11. ТТ

ТПЛ-10

2

12. ТН

EOF-123/245

6

13. ТН

НКФ-110

3

14. ТН

НКФ 110-83

3

15. ТН

ЗНОМ-35

3

16. ТН

НОМ-35

3

17. ТН

НТМ-6

2

18. Счетчик

EPQS 113.22.22LL

5

19. Счетчик

EPQS 111.21.18LL

20

20. УСПД

ТК16Ь

1

21. Методика поверки

1752/500-2013

1

22. Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.048.03.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1752/500-2013 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Вичуга». 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";

Лист № 12 Всего листов 13

-    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;

-    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 220 кВ «Вичуга»

Свидетельство об аттестации методики измерений 379-2010 от 14.09.2010 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Вичуга»

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

Default ALL-Pribors Device Photo
5585-76
ТСП-7115 Термометры сопротивления
п/я А-7843, Украина, г.Львов
Для измерения температуры морской воды.