Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Урдома"
| Номер в ГРСИ РФ: | 61133-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 61133-15: Описание типа СИ | Скачать | 131.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Урдома» (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 | 61133-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Урдома" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1168 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 61133-15: Описание типа СИ | Скачать | 131.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Урдома» (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 220 кВ «Урдома» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй 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;
Третий 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 ОАО «ФСК ЕЭС» 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 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 выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе Единой Цифровой Сети Связи Электроэнергетики (ЕЦССЭ).
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 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 шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного 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 мин, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
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 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) | |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.1.0 | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B45A806C89B31900EBC38F9 62EC67813 |
DEB05041E40F7EA8AA50568 3D781295F |
|
Другие идентификационные данные |
DataServer |
DataServer_U SPD |
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляют 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 соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
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 |
ВЛ 110 кВ Лена -Урдома |
ТВ кл.т 3,0 Ктт = 400/5 Зав. № 12960-A; 12960-B; 12960-C Г осреестр № 19720-00 |
НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктт= 110000/^3/100/^3 Зав. № 30171; 29849; 30068 Госреестр № 1188-84 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271969 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
2 |
ОМВ 110 кВ |
ТВ кл.т 3,0 Ктт = 400/5 Зав. № 12959-A; 12959-B; 12959-C Г осреестр № 19720-00 |
НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктт= 110000/^3/100/^3 Зав. № 29907; 29863; 30062 Госреестр № 1188-84 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271978 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ВЛ 35 кВ Урдома -Козьмино |
ТФНД-35М кл.т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 14612; 14697 Г осреестр № 3689-73 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 355 Г осреестр № 19813-00 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271980 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
4 |
ВЛ-10 360-08 Нянда-2 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 63782; 63840 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7216 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272105 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
5 |
ВЛ-10 360-12 Вандыш |
ТВК-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 29700; 30528 Г осреестр № 8913-82 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7216 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271985 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
6 |
ВЛ-10 360-03 Суходол |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 11135; 11288 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272107 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
7 |
ВЛ-10 360-26 КС13-4 |
ТВЛМ-10 кл.т 3,0-ф.А; кл.т 0,5-ф.С Ктт = 150/5 Зав. № 43992; 11141 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7216 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272109 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
8 |
ВЛ-10 360-23 КС13-3 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 30905; 30901 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271963 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ВЛ-10 360-10 ЛПХ-2 |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 7129; 6483 Г осреестр № 2473-05 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7216 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271962 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
10 |
ВЛ-10 360-05 ЛПХ-1 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 9365; 53032 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272089 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
11 |
ВЛ-10 360-29 ЛПХ-3 |
ТВЛМ-10 кл.т 3,0 Ктт = 75/5 Зав. № 55440; 41439 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271974 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
12 |
ВЛ-10 360-31 Лесхоз |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 59385; 59343 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271979 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
13 |
КЛ-10 360-25 КС13-1 |
IGW 12 кл.т 0,5S Ктт = 500/5 Зав. № 14010680; 14010679; 14010681 Г осреестр № 55010-13 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271986 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
14 |
КЛ-10 360-28 КС13-2 |
IGW 12 кл.т 0,5S Ктт = 500/5 Зав. № 14010678; 14010683; 14010682 Г осреестр № 55010-13 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7216 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271964 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
15 |
КЛ-10 360-15 ЭХЗ-3 |
ТВЛМ-10 кл.т 3,0 Ктт = 150/5 Зав. № 28439; 39054 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271968 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
16 |
ВЛ-10 360-07 РТС |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 15-34776; 15-34777; 15-34778 Г осреестр № 25433-11 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271976 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
17 |
КЛ-10 360-32 |
IGW 12 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 12-038674; 13-009674; 12038676 Г осреестр № 55010-13 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7216 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271975 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
18 |
КЛ-10 360-33 |
IGW 12 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 13-000111; 13-000112; 13000110 Г осреестр № 55010-13 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271984 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
19 |
ВЛ-10 360-27 Ж/Д-1 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 59302; 53065 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272092 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
20 |
ВЛ 220 кВ Урдома - Заовражье с отпайкой на ТЭЦ КЦБК |
ТОГФ-220 III кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 146; 149; 170 Г осреестр № 46527-11 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 30495; 30440; 29779 Г осреестр № 26453-04 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271091 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
21 |
ВЛ-10 360-21 НПС-1 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 5566; 5690 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271966 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
22 |
ВЛ-10 360-30 НПС-2 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 23076; 60617 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7216 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272106 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
23 |
ВЛ 220 кВ Микунь - Урдома |
ТФЗМ 220Б-Ш кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 9872; 9868 Г осреестр № 26006-06 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Зав. № 25904; 25785; 25911 Г осреестр № 26453-04 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272090 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
24 |
КЛ-10 360-17 ЭХЗ-1 |
ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 7732; 7951 Г осреестр № 25433-11 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3360 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271977 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
25 |
КЛ-10 360-24 ЭХЗ-2 |
ТЛК-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 03428; 03603 Г осреестр № 9143-06 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7216 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272103 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
|
26 |
КЛ-10 360-22 ЭХЗ-4 |
ТОЛ-10 У3 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 27217; 26259 Г осреестр № 51178-12 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7216 Госреестр № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01271973 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T зав. № 008236 Г осреестр № 44626-10 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации ЛИИС КУЭ (5), % | |||
|
§1(2)%, |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
|
1,0 |
- |
- |
- |
±3,4 | |
|
1, 2, 7, 11, 15 |
0,9 |
- |
- |
- |
±4,4 |
|
0,8 |
±5,5 | ||||
|
(Сч. 0,2S; ТТ 3,0; ТН 0,5) |
- |
- |
- | ||
|
0,7 |
- |
- |
- |
±6,8 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
±10,6 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала относительной погрешн измерении активной электрической энерги условиях эксплуатации АИИС КУЭ i |
ости ИК при и в рабочих ;б), % | ||
|
§1(2)%, |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
3 - 6, 8 - 10, 12, 19, 21 - 26 (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 | |
|
13, 14, 16, 17, 18, (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 | |
|
20 (Счетчик 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 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (6), % | |||
|
§1(2)%, |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1, 2, 7, 11, 15 (Сч. 0,5; ТТ 3; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
- |
- |
±12,0 |
|
0,8 |
- |
- |
- |
±7,8 | |
|
0,7 |
- |
- |
- |
±5,8 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
±3,5 | |
|
3 - 6, 8 - 10, 12, 19, 21 - 26 (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 | |
|
13, 14, 16, 17, 18, (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
±8,1 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,7 |
|
0,8 |
±5,8 |
±2,7 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,7 |
±4,8 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±3,9 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2 S; 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 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений §1(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
4 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99 до 1,01 •Uh;
- диапазон силы тока - от 0,01 до 1,2^Ih;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -20 °С; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
5 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9 до 1,1-Uhi; диапазон силы первичного тока - от 0,01 до 1,2-Ihi;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9 до 1,1 ^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 до 1,2Чн2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 65 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
7 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 "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
- 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:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - 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 5 лет.
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульном листе паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока встроенные |
ТВ |
6 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
22 |
|
Трансформатор тока |
ТВК-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
IGW 12 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
5 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 У3 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-220 III |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 220Б-Ш |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-35М |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ110-83ХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
26 |
|
Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов |
RTU-325T |
1 |
|
Методика поверки |
МП РТ 3012/500-2015 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.019.11.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП РТ 3012/500-2015 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Урдома». Методика поверки", утвержденному ФБУ "Ростест-Москва" 06.05.2015 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "Трансформаторы тока. Методика поверки";
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "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 «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- для УСПД RTU-325T - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
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 «Урдома».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/217-2014 от 08.12.2014 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".
ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".
ГОСТ Р 8.596-2002 "Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
Смотрите также
