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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55851-13
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 220 кВ "Кинешма" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55851-13: Описание типа СИ Скачать 135.6 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55851-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Кинешма"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 1753/500-2013
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. 14 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 «Кинешма» 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 «Кинешма» 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.№ 084), 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 12

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 12

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

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

D233ED6393702747769A4

5DE8E67B57E

ПО АИИС КУЭ ПС 220 кВ

«Кинешма»

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 «Кинешма», ВЛ-110 кВ Кинешемская-1

ТВ-110/50 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 5396-А; 5396-В;

5396-С Госреестр № 3189-72

НКФ-110-57 кл. т 0,5 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 1107572; 1107568; 1107585 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461586 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

2

ПС 220 кВ «Кинешма», ВЛ-110 кВ Кинешемская-2

ТВ-110/50 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 5398-А; 5398-В;

5398-С Госреестр № 3189-72

НКФ-110-57 кл. т 0,5 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 1107573; 1107593; 1107439 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461587 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

3

ПС 220 кВ «Кинешма», ВЛ-110 кВ Кинешма-220 -Журихино

ТВ-110/50 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 6985-А; 6985-В;

6985-С Госреестр № 3189-72

НКФ-110-57 кл. т 0,5 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 1107572; 1107568; 1107585 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461583 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

4

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

ТВ-110/50 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 5400-А; 5400-В;

5400-С Госреестр № 3189-72

НКФ-110-57 кл. т 0,5 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 1107573; 1107593; 1107439 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461582 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

5

ПС 220 кВ «Кинешма», ОМВ-110 кВ

ТВ-110/50 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 5552-А; 5552-В;

5552-С Госреестр № 3189-72

НКФ-110-57 кл. т 0,5 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 1107572; 1107568; 1107585 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461446 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

6

ПС 220 кВ «Кинешма», ВЛ-110 кВ Автозаводская 1

ТВ-110/50 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 6897 А; 6897 В;

6897 С Госреестр № 3189-72

НКФ-110-57 кл. т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 1107572; 1107568; 1107585 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461584 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

7

ПС 220 кВ «Кинешма», ВЛ-110 кВ Автозаводская 2

ТВ-110/50 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 5754 Госреестр № 3189-72

НКФ-110-57 кл. т 0,5 Ктт =

(110000/v3)/(100/v3) Зав. № 1107573; 1107593; 1107439 Госреестр № 14205-94

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461585 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

1

2

3

4

5

6

8

ПС 220 кВ «Кинешма», ВЛ-110 кВ Наволокская 1

ТВ-110/50 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 Зав. № 12247-А; 12247В; 12247-С Госреестр № 3189-72

НКФ-110-57 кл. т 0,5 Ктт = (110000/v3)/(100/v3) Зав. № 1107572; 1107568; 1107585 Госреестр № 14205-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461588 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

9

ПС 220 кВ «Кинешма», ВЛ-35 кВ Кинешма-220 -Луговая

ТФЗМ 35B-I У1 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 24665; 24710 Госреестр № 26419-04

ЗНОМ-35-65 кл. т 0,5 Ктт = (35000/v3)/(100/v3) Зав. № 13133476; 1120839; 1112108 Госреестр № 912-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461677 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

10

ПС 220 кВ «Кинешма», ВЛ-35 кВ Кинешма-220 -Городская левая

ТФЗМ 35B-I У1 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 24886; 22751 Госреестр № 26419-04

ЗНОМ-35-65 кл. т 0,5 Ктт = (35000/v3)/(100/v3) Зав. № 1120648; 1120838; 1120640 Госреестр № 912-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461445 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

11

ПС 220 кВ «Кинешма», ВЛ-35 кВ Кинешма-220 -Городская правая

GIF 40,5 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 30473969; 30473968 Госреестр № 30368-05

ЗНОМ-35-65 кл. т 0,5 Ктт = (35000/v3)/(100/v3) Зав. № 13133476; 1120839; 1112108 Госреестр № 912-05

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461444 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

12

ПС 220 кВ «Кинешма», ВЛ-35 кВ Кинешма-220 -Водозабор правая

ТВ35-П кл.т 1,0 Ктт = 600/5 Зав. № 7041-А; 7041-В;

7041-С Госреестр № 19720-00

ЗНОМ-35-65 кл. т 0,5 Ктт = (35000/v3)/(100/v3) Зав. № 1120648; 1120838; 1120640 Госреестр № 912-70

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461678 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

13

ПС 220 кВ «Кинешма», ф.130

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 35831; 36985;

36960 Госреестр № 32139-06

НАЛИ-СЭЩ-10-2 кл.т 0,2 Ктт = 10000/100 Зав. № 00705; 00703;

00704 Госреестр № 38394-08

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461443 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

14

ПС 220 кВ «Кинешма», ф. 133

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 39822-08; 36970-08; 39926-08 Госреестр № 32139-06

НАЛИ-СЭЩ-10-2 кл.т 0,2 Ктт = 10000/100 Зав. № 00707; 00708;

00706 Госреестр № 38394-08

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461675 Госреестр № 25971-06

I^^L зав. № 084 Госреестр № 36643-07

15

ПС 220 кВ «Кинешма», ф. 135

ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 35947; 35934;

40554 Госреестр № 32139-06

НАЛИ-СЭЩ-10-2 кл.т 0,2 Ктт = 10000/100 Зав. № 00707; 00708;

00706 Госреестр № 38394-08

EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461676 Госреестр № 25971-06

I^^L зав.

№ 084 Госреестр № 36643-07

Номер ИИК

cos9

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

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

l1(2)£I изм<15%

15%£1изм<120%

120%£1изм<1100%

1100%£1изм£1120%

1 - 8 (Сч. 0,2S; ТТ 3,0; 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

9 - 10 (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

(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

12

(Сч. 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

13 - 15 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

1,0

±1,7

±0,9

±0,7

±0,7

0,9

±2,2

±1,2

±0,8

±0,8

0,8

±2,8

±1,5

±1,0

±1,0

0,7

±3,4

±1,8

±1,3

±1,3

0,5

±5,3

±2,8

±1,9

±1,9

Номер ИИК

cos9

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

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I1(2)£I изм<15%

15%£1изм<120%

120%£1изм<1100%

1100%£1изм£1120%

1 - 8 (Сч. 0,5; ТТ 3,0; 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

9 - 10 (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

(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

12

(Сч. 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

13 - 15 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

0,9

±6,9

±3,3

±2,3

±2,2

0,8

±4,8

±2,3

±1,6

±1,6

0,7

±3,9

±1,9

±1,3

±1,3

0,5

±3,0

±1,4

±1,0

±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 - 8 (Сч. 0,2S; ТТ 3,0; 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

9 - 10 (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

(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

12

(Сч. 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

13 - 15 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

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

±1,9

±1,4

±1,4

0,5

±5,3

±2,8

±2,0

±2,0

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 - 8 (Сч. 0,5; ТТ 3,0; 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

9 - 10 (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

(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

12

(Сч. 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

13 - 15 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

0,9

±8,0

±3,6

±2,4

±2,4

0,8

±5,8

±2,6

±1,8

±1,8

0,7

±4,8

±2,2

±1,5

±1,5

0,5

±3,8

±1,8

±1,3

±1,3

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^^ до 1,01 •Uн;

-    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^н1 до 1,1^н1; 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^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.

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. Трансформатор тока

ТВ-110/50

22

2. Трансформатор тока

ТФЗМ 35Б-1 У1

4

3. Трансформатор тока

GIF 40,5

2

4. Трансформатор тока

ТВ35-11

3

5. Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

9

6. Трансформатор напряжения

НКФ-110-57

6

7. Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

6

8. Трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ-10-2

6

9. Счетчик электр. энергии

EPQS 111.21.18LL

15

10. УСПД

ТК16Ь

1

11. Методика поверки

1753/500-2013

1

12. Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.048.02.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1753/500-2013 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кинешма» . 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 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

-    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;

Лист № 11 Всего листов 12

- 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 «Кинешма»

Свидетельство об аттестации методики измерений 381-2010 от 14.09.2010 г.

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

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
55850-13
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС 220 кВ "Вичуга"
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Default ALL-Pribors Device Photo
5585-76
ТСП-7115 Термометры сопротивления
п/я А-7843, Украина, г.Львов
Для измерения температуры морской воды.