Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Талашкино"
| Номер в ГРСИ РФ: | 59239-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 59239-14: Описание типа СИ | Скачать | 142 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Талашкино» (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 | 59239-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Талашкино" |
| 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 1915 п. 23 от 01.12.2014 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1946/500-2014 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 59239-14: Описание типа СИ | Скачать | 142 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Талашкино» (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 «Талашкино» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительный комплекс (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й 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), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; 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 11 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 сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью канала сотовой связи стандарта GSM (основной канал связи). При отказе основного канала связи осуществляется ручной сбор.
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 Северо-Запада происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, 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 с помощью УССВ (в составе УСПД), коррекция проводится при расхождении часов УСПД 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. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется 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
|
Идентификацион ное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Идентификационное наименование файла программного обеспечения |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
№ 1.00 |
D233ED6393702747769 A45DE8E67B57E |
ПО АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Талашкино» |
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 ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го и 2-го уровней ИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ОРУ 110 кВ ВЛ 110 кВ Талашкино - НПС-3 №1 |
ТГФМ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 5594; 5593; 5591 Госреестр № 36672-08 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000W3)/(100W3) Зав. № 995348; 995352; 994039 Госреестр № 14205-94 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01222997 Госреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2 |
ОРУ 110 кВ ВЛ 110 кВ Талашкино - НПС-3 №2 |
ТГФМ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 5595; 5592; 5590 Госреестр № 36672-08 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 998928; 994046; 988707 Госреестр № 14205-94 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01222998 Госреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
3 |
ОРУ 110 кВ ОВ 110 кВ |
ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 926; 907; 916 Госреестр № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 998928; 994046; 988707 Госреестр № 14205-94 |
EA05RAL-P3G-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01053683 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
4 |
ВЛ 330 кВ Талашкино-Витебск |
ТФУМ кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Зав. № 3082; 2318; 2601 Госреестр № 26447-04 |
НКФ-330 кл.т 1,0 Ктн = (330000/^3)/(100/^3) Зав. № 971472; 971473; 971474 Госреестр № 2939-72 |
EA02RAL-P3С-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01053670 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
5 |
ВЛ 220 кВ Смоленская ГРЭС -Талашкино с отпайкой на ПС Литейная 1 цепь |
ТФНД-220 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1397; 1391; 1389 Госреестр № 3694-73 |
НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/\3)/( 100/\3) Зав. № 1054508; 1042755; 1879562 Госреестр № 14626-95 |
EA02RAL-P3С-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01053675 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
6 |
ВЛ 220 кВ Смоленская ГРЭС -Талашкино с отпайкой на ПС Литейная II цепь |
ТФНД-220 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 3530; 6020; 3541 Госреестр № 3694-73 |
НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/\3)/( 100/\3) Зав. № 1042738; 1054500; 1042756 Госреестр № 14626-95 |
EA02RAL-P3С-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01050197 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
7 |
ВЛ 220 кВ Дорогобужская ТЭЦ - Талашкино |
ТФНД-220 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 2701; 2740; 2736 Госреестр № 3694-73 |
НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/\3)/( 100/\3) Зав. № 1054508; 1042755; 1879562 Госреестр № 14626-95 |
EA02RAL-P3С-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01053682 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
8 |
ВЛ 110 кВ Талашкино -Монастырщина с отпайками (ВЛ-155) |
ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 4917; 4925; 4751 Госреестр № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 995348; 995352; 994039 Госреестр № 14205-94 |
EA02RAL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090506 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
9 |
ВЛ 110 кВ Талашкино -Починок на с отпайкой на ПС Карьерная (ВЛ-124) |
ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 668; 652; 3883 Госреестр № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 998928; 994046; 988707 Госреестр № 14205-94 |
EA02RAL-P4В-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090376 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
10 |
ВЛ Смоленск-1 -Талашкино 1 цепь (ВЛ105) |
ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 396; 765; 781 Госреестр № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 995348; 995352; 994039 Госреестр № 14205-94 |
EA02RAL-P4В-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090487 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11 |
ВЛ Смоленск-1 -Талашкино II цепь (ВЛ113) |
ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 727; 381; 723 Госреестр № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 998928; 994046; 988707 Госреестр № 14205-94 |
ЕА02ЕАЬР4В^ кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090367 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
12 |
ВЛ 110 кВ Талашкино -Голынки с отпайками №1 (ВЛ-123) |
ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 775; 649; 2065 Госреестр № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 995348; 995352; 994039 Госреестр № 14205-94 |
EA02RAL-P4В-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090540 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
13 |
ВЛ 110 кВ Талашкино -Голынки с отпайками №2 (ВЛ-146) |
ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1457; 1458; 1286 Госреестр № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 998928; 994046; 988707 Госреестр № 14205-94 |
EA02RAL-P4В-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090534 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
14 |
ВЛ 110 кВ Талашкино -Красный с отпайкой на ПС Мерлино (ВЛ-189) |
ТФЗМ-110Б кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 14228; 14227; 14229 Госреестр № 2793-88 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 995348; 995352; 994039 Госреестр № 14205-94 |
EA02RAL-P4В-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090304 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
15 |
ВЛ 110 кВ Талашкино -КС-3-2 с отпайкой на ПС Ракитное (ВЛ-175) |
ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 10440; 8916; 10385 Госреестр № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 995348; 995352; 994039 Госреестр № 14205-94 |
EA02RAL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090369 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
16 |
ВЛ 110 кВ Талашкино -КС-3-1 с отпайкой на ПС Ракитное (ВЛ-178) |
ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 10502; 10485; 10443 Госреестр № 2793-71 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 998928; 994046; 988707 Госреестр № 14205-94 |
EA02RAL-P4В-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090493 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
17 |
ВЛ 10 кВ Л-1001 |
ТВЛМ кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 44570; 44575 Госреестр № 45040-10 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 492 Госреестр № 831-69 |
EA02RAL-P4В-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090496 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
18 |
ВЛ 10 кВ Л-1006 |
ТВЛМ кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 38577; 44589 Госреестр № 45040-10 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1296 Госреестр № 831-69 |
EA02RAL-P4В-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090478 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
|
19 |
ОВ 220 кВ |
ТФНД-220-1 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 374; 341 Госреестр № 3694-73 IMB245 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 8672288 Госреестр № 32002-06 |
НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/^3)/( 100/^3) Зав. № 1054508; 1042755; 1879562 Госреестр № 14626-95 |
EA02RAL-P3C-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01053681 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000591 Госреестр № 37288-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 '%— 1 изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, (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 | |
|
3 (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 | |
|
4 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 1,0) |
1,0 |
- |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,5 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±5,9 |
±3,7 |
±3,1 | |
|
5 - 13, 15 - 19 (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 | |
|
14 (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 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %/' I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,8 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
3 (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 | |
|
4 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 1,0) |
0,9 |
- |
±6,8 |
±4,2 |
±3,5 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±2,9 |
±2,5 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,3 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
5 - 13, 15 - 19 (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 | |
|
14 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,3 |
±3,4 |
±2,5 |
±2,5 |
|
0,8 |
±4,3 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от 12%;
2 Характеристики погрешности ИК 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:
Лист № 8
Всего листов 11
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^Uh1 до 1,1-Un1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,2-Хн1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1 •ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^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 ИК, 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;
- счетчики электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 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 шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
Лист № 9
Всего листов 11
- 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 титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
1 Трансформатор тока |
ТГФМ-110 II* |
6 |
|
2 Трансформатор тока измерительный |
ТФНД-110М |
27 |
|
3 Трансформатор тока |
ТФУМ |
3 |
|
4 Трансформатор тока |
ТФНД-220 |
9 |
|
5 Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б |
3 |
|
6 Трансформатор тока |
ТВЛМ |
4 |
|
7 Трансформатор тока |
ТФНД-220-1 |
2 |
|
8 Трансформатор тока |
IMB245 |
1 |
|
9 Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 |
|
10 Трансформатор |
НКФ-330 |
3 |
|
11 Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58 У1 |
6 |
|
12 Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
|
13 Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
2 |
|
14 Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
EAO5RAL-P3C-4 |
1 |
|
15 Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
EA02RAL-P3G-4 |
5 |
|
16 Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
EAO2RAL-P4B-4 |
2 |
|
17 Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
EAO2RAL-P4B-4W |
9 |
|
18 Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов |
RTU-325 |
1 |
|
19 Методика поверки |
МП 1946/500-2014 |
1 |
|
20 Паспорт - формуляр |
П.411711.ФСК.016.01.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1946/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ «Талашкино». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" в октябре 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 электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по методике поверки МП-22030042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных 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 «Талашкино».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/108-2014 от 25.09.2014 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 "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".
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
Смотрите также
