Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной
| Номер в ГРСИ РФ: | 57307-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 57307-14: Описание типа СИ | Скачать | 144.1 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 57307-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 605 п. 26 от 14.05.2014 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1814/500-2014 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 57307-14: Описание типа СИ | Скачать | 144.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной (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 №200 Выходной 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 Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по 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 зав. № 973), коммутационное оборудование;
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- 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 персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые
Лист № 2
Всего листов 10 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).
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, ас 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 программными средствами.
Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР", установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
|
Идентификацион ное наименование ПО |
Номер версии (идентификационны й номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Идентификационно е наименование файла ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
"АльфаЦЕНТР" |
v. 11.07.01.01 |
e357189aea0466e98b 0221dee68d1e12 |
amrserver.exe |
MD5 |
|
745dc940a67cfeb3a1 b6f5e4b17ab436 |
атгс.ехе | |||
|
ed44f810b77a6782ab daa6789b8c90b9 |
amra.exe |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
"АльфаЦЕНТР" |
v. 11.07.01.01 |
0ad7e99fa26724e651 02e215750c655a |
cdbora2.dll |
MD5 |
|
0939ce05295fbcbbba 400eeae8d0572c |
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
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -Никель (Л-403) |
ТФЗМ 150А-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 1641; 1623; 1642 Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/4; 0911147/5; 0911147/6 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117903 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
2 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -Мурманск №1 с отпайкой на Пригородный (Л-171) |
ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 570; 572; 575 Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117897 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
3 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -Мурманск №2 с отпайкой на Пригородный (Л-172) |
ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 75; 71; 134 Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/4; 0911147/5; 0911147/6 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117898 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
4 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Мончегорск (ПС 11А) - Выходной №1 с отпайкой на Оленегорск (ПС 30) (Л-153) |
ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 582; 589; 583 Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117894 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
5 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Мончегорск (ПС 11 А) - Выходной №2 с отпайкой на Оленегорск (ПС 30) (Л-154) |
ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 592; 587; 615 Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/4; 0911147/5; 0911147/6 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117895 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Нижне-Туломская ГЭС-13 -Выходной №1 (Л-173) |
ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 604; 593 Госреестр № 5313-76 ТФЗМ 150Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 4895 Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117899 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
7 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Нижне-Туломская ГЭС-13 -Выходной №2 (Л-174) |
ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 581; 590; 594 Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/^3)7(100/^3) Зав. № 0911147/4; 0911147/5; 0911147/6 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117900 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
8 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -П.ф. Снежная (Л-219) |
ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 486; 481; 488 Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/4; 0911147/5; 0911147/6 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117902 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
9 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -Снежногорск с отпайками (Л-170) |
ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 1477; 1475; 1481 Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117896 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
10 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -Мурманск №3 с отпайкой на Долину Уюта (Л-179) |
ТФЗМ 150А-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 2822; 2820; 2819 Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117901 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
11 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВО-150 |
ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 598; 588; 150-С Госреестр № 5313-76 |
DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117904 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
12 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-26 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 11045; 11098 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117959 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
13 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-15 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 28575; 25597 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117955 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
14 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-21 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 28573; 28566 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117957 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
15 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-24 |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 26534; 27141 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117958 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
16 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-28 |
ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 29793; 2171 Госреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117960 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
17 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-17 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 26554; 33126 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117956 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
18 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-25 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 09415; 09414 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53 |
EA02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176465 Госреестр № 16666-07 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
19 |
ПС 330 кВ "Выходной", КЛ 6 кВ Ф-13 Мурманскводоканал |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 33125; 26578 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53 |
EAO2RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176401 Госреестр № 16666-07 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
20 |
ПС 330 кВ "Выходной", КЛ 6 кВ Ф-14 Мурманскводоканал |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 26568; 25555 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53 |
EAO2RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176435 Госреестр № 16666-07 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
21 |
ПС 330 кВ "Выходной", КЛ 6 кВ Ф-16 Мурманскводоканал |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 33116; 33122 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53 |
EAO2RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176436 Госреестр № 16666-07 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
22 |
ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-27 Радиоцентр |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 35493; 35451 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53 |
EA02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176479 Госреестр № 16666-07 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
23 |
ПС 330 кВ "Выходной", ввод Т-1 6 кВ |
ТПШЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Зав. № 1259; 1198 Госреестр № 1423-60 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117946 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
|
24 |
ПС 330 кВ "Выходной", ввод Т-2 6 кВ |
ТПШЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Зав. № 1606; 1323 Госреестр № 1423-60 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117947 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %^1 изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—I-изм—I120% | ||
|
1 - 17, 23, 24, (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 | |
|
18 - 22 (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 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %^I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
|
1 - 17, 23, 24, (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,5 |
±3,8 |
±2,7 |
|
0,8 |
±4,6 |
±2,6 |
±2,1 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,2 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±2,9 |
±1,8 |
±1,5 | |
|
18 - 22 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,3 |
±3,4 |
±2,5 |
|
0,8 |
±4,3 |
±2,3 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,1 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %^1 изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—I-изм—I120% | ||
|
1 - 17, 23, 24, (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 | |
|
18 - 22 (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 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной по измерении реактивной электрической э условиях эксплуатации АИИ |
>грешности ИК при >нергии в рабочих [С КУЭ | |
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—!-изм—I120% | ||
|
1 - 17, 23, 24, (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
±7,4 |
±5,2 |
±4,2 |
|
0,8 |
±5,7 |
±4,1 |
±3,8 | |
|
0,7 |
±5,0 |
±3,8 |
±3,6 | |
|
0,5 |
±4,4 |
±3,5 |
±3,4 | |
|
18 - 22 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,3 |
±3,4 |
±2,5 |
|
0,8 |
±4,3 |
±2,3 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,1 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cosc 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 • 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.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Uk1 до 1,1-Uk1; 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^ин2 до 1,1-Ue2; 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.
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;
- 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 |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
1 ТТ |
ТФЗМ 150А-1У1 |
6 |
|
2 ТТ |
ТФНД-1501 |
26 |
|
3 ТТ |
ТФЗМ 150Б-1У1 |
1 |
|
4 ТТ |
ТВЛМ-10 |
18 |
|
5 ТТ |
ТПЛ-10 |
2 |
|
6 ТТ |
ТПЛ-10У3 |
2 |
|
1 |
2 |
3 |
|
7 ТТ |
ТПШЛ-10 |
4 |
|
8 ТН |
DFK 245 |
6 |
|
9 ТН |
НТМИ-6 |
2 |
|
10 Счетчик |
EA05RAL-B-4 |
19 |
|
11 Счетчик |
EA02RAL-P4B-4W |
5 |
|
12 УСПД |
RTU-325 |
1 |
|
13 Методика поверки |
МП 1814/500-2014 |
1 |
|
14 Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.020.04.ПМИ.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1814/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 03.03.2014 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";
- для счетчиков ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;
- 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.;
- 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 330 кВ №200 Выходной
Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/008-2014 от 21.03.2014 г.
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной
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 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ 31819.23-2012 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
