Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Сокол"
| Номер в ГРСИ РФ: | 61135-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 61135-15: Описание типа СИ | Скачать | 140.2 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Сокол» (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 | 61135-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Сокол" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1378 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 61135-15: Описание типа СИ | Скачать | 140.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Сокол» (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 «Сокол» 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) 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;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), коммутационное оборудование, в состав которого входят шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
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 филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; 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 сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния 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 двух выделенных наземных цифровых каналов (основной и резервный каналы).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и 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 (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 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 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 |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
- |
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 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 Биряково |
ТВ-110/20ХЛ кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 8561-А; 8561-В; 8561-С Г осреестр № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 15655; 9426; 9280 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461683 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
2 |
ВЛ-110 кВ Воробьево |
ТВ-110/20ХЛ кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 9149-А; 9149-В; 9149-С Г осреестр № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 9359; 9349; 9449 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461682 Г осреестр № 25971-06 |
ТК 161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ВЛ-110 кВ Кадников |
ТВ 110 кл.т 3 Ктт = 200/5 Зав. № 9188-А; 9188-В; 9188-С Г осреестр № 19720-00 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 9359; 9349; 9449 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461684 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
4 |
ВЛ-110 кВ Кубенское |
ТВ-110/20ХЛ кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 8826-A; 8826-B; 8826-С Г осреестр № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 9359; 9349; 9449 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461685 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
5 |
ВЛ-110 кВ Очистные 1 |
ТВ-110/20ХЛ кл.т 10 Ктт = 200/5 Зав. № 6177-А; 6177-В; 6177-С Г осреестр № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 15655; 9426; 9280 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461267 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
6 |
ВЛ-110 кВ Очистные 2 |
ТВ 110 кл.т 3 Ктт = 200/5 Зав. № 9272-А; 9272-В; 9272-С Г осреестр № 19720-00 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 9359; 9349; 9449 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461266 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
7 |
ВЛ-110 кВ Печаткино 1 |
ТВ 110 кл.т 3 Ктт = 200/5 Зав. № 8828-А; 8828-В; 8828-С Г осреестр № 19720-00 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 15655; 9426; 9280 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461265 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
8 |
ВЛ-110 кВ Печаткино 2 |
ТВ 110 кл.т 3 Ктт = 200/5 Зав. № 72662-А; 72662-В; 72662-С Г осреестр № 19720-00 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 9359; 9349; 9449 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461264 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ВЛ-110 кВ Сухонский ЦБЗ-1 |
ТВ 110 кл.т 3 Ктт = 200/5 Зав. № 7532-А; 7532-В; 7532-С Г осреестр № 19720-00 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 15655; 9426; 9280 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461263 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
10 |
ВЛ-110 кВ Сухонский ЦБЗ-2 |
ТВ-110/20ХЛ кл.т 10 Ктт = 200/5 Зав. № 5249-А; 5249-В; 5249-С Г осреестр № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 9359; 9349; 9449 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461262 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
11 |
ВЛ-110 кВ Харовск |
ТВ-110/20ХЛ кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 9148-A; 9148-B; 9148-C Г осреестр № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 15655; 9426; 9280 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461261 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
12 |
ВЛ-35 кВ Корнилово |
ТВ35-П кл.т 3 Ктт = 300/5 Зав. № АРСТ-А; АРСТ-В; АРСТ-С Г осреестр № 3186-72 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1464123; 1221309; 134355 Г осреестр № 912-70 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461093 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
13 |
ВЛ-35 кВ ЛДК |
ТДВ-35 кл.т 3 Ктт = 300/5 Зав. № 19896-А; 19896-В; 19896-С Свид. № СП 0848419; СП 0848420; СП 0848421 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1464123; 1221309; 134355 Г осреестр № 912-70 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461092 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
14 |
ВЛ-35 кВ Сокольский ЦБК-1 |
ТДВ-35 кл.т 3 Ктт = 300/5 Зав. № 16595-А; 16595-В; 16595-С Свид № СП 0848416; СП 0848417; СП 0848418 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1464123; 1221309; 134355 Г осреестр № 912-70 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461094 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
ВЛ-35 кВ Сокольский ЦБК-2 |
ТДВ-35 кл.т 3 Ктт = 300/5 Зав. № 17876-А; 17876-В; 17876-С Свид№ СП 0848422; СП 0848423; СП 0848424 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (3500)0)/\3)/(10)0)/\3) Зав. № 967527; 967282; 967494 Г осреестр № 912-70 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461097 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
16 |
ВЛ-35 кВ У стье-Кубенское |
ТДВ-35 кл.т 3 Ктт = 300/5 Зав. № 16340-А; 16340-В; 16340-С Свид. № СП 0848425; СП 0848426; СП 0848427 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) Зав. № 967527; 967282; 967494 Г осреестр № 912-70 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461095 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
17 |
ВЛ-10 кВ Агроснаб |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 6968; 6971 Г осреестр № 2473-05 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 3159 Г осреестр № 11094-87 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461102 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
18 |
ВЛ-10 кВ База-1 |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 0505; 1932 Г осреестр № 2473-05 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 3159 Г осреестр № 11094-87 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461101 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
19 |
ВЛ-10 кВ База-2 |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 3757; 3738 Г осреестр № 2473-05 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2666 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461326 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
20 |
ВЛ-10 кВ Новое |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 0022; 0079 Г осреестр № 2473-05 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 3159 Г осреестр № 11094-87 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461325 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
21 |
ВЛ-10 кВ Обросово |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 3297; 2589 Г осреестр № 2473-05 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 3159 Г осреестр № 11094-87 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461006 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
22 |
ВЛ-10 кВ Оларево |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 7190; 7204 Г осреестр № 2473-05 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2666 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461005 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
23 |
ВЛ-10 кВ Сухонский |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 8432; 7191 Г осреестр № 2473-05 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2666 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461007 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
24 |
КРУН-10 кВ, 1сш-10 кВ, яч.21, СПК-1 |
ТЛО-10 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 33372; 33376;33375 Г осреестр № 25433-08 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 3159 Г осреестр № 11094-87 |
EPQS 111.23.27LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01139145 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
25 |
КРУН-10 кВ, 2сш-10 кВ, яч.20, СПК-2 |
ТЛО-10 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 33371; 33374;33373 Г осреестр № 25433-08 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2666 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.23.27LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01139144 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
26 |
ОМВ 110 кВ |
ТВ-110/20ХЛ кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 9187-А; 9187-В; 9187-С Г осреестр № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 15655; 9426; 9280 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461260 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
27 |
2сш-10 кВ, Яч. 10 кВ № 11 АБЗ |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 8803; 0032 Г осреестр № 2473-05 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2666 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461098 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
28 |
2сш-10 кВ, Яч. 10 кВ № 15 Сотамеко Плюс |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 8038; 8046 Г осреестр № 2473-05 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2666 Г осреестр № 831-69 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461008 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
29 |
1сш-6 кВ, Яч. 6 кВ № 8 Керамик-1 |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 11509; 11246 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3159 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461011 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
30 |
2сш-6 кВ, Яч. 6 кВ № 18 Керамик-2 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 57182; 59327 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1742 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461773 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
31 |
1сш-6 кВ, Яч. 6 кВ № 14 ЛПХ |
ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 20029; 20095 Г осреестр № 2363-68 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3159 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461771 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
32 |
1сш-6 кВ, Яч. 6 кВ № 10 МКК-1 |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 50231; 23374 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3159 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461770 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
33 |
2сш-6 кВ, Яч. 6 кВ № 22 МКК-2 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 57156; 57183 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1742 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461769 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
|
34 |
2сш-6 кВ, Яч. 6 кВ № 20 ТМК |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 59303; 59329 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1742 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 461768 Г осреестр № 25971-06 |
TK16L зав. № 00039-227234-429 Г осреестр № 36643-07 |
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 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 4, 6 - 9, 11 - 16, 26 (Сч. 0,2S; ТТ 3; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
- |
- |
±3,4 |
|
0,9 |
- |
- |
- |
±4,4 | |
|
0,8 |
- |
- |
- |
±5,5 | |
|
0,7 |
- |
- |
- |
±6,8 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
±10,6 | |
|
5, 10 (Сч. 0,2S; ТТ 10; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
- |
- |
±11,0 |
|
0,9 |
- |
- |
- |
±14,4 | |
|
0,8 |
- |
- |
- |
±18,1 | |
|
0,7 |
- |
- |
- |
±22,4 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
±35,0 | |
|
17, 18, 20, 21 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
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 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,3 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
19, 22, 23, 27 - 34 (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 | |
|
24 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
25 (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 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
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 - 4, 6 - 9, 11 - 16, 26 (Сч. 0,5; ТТ 3; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
- |
- |
±12,0 |
|
0,8 |
- |
- |
- |
±7,8 | |
|
0,7 |
- |
- |
- |
±5,8 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
±3,5 | |
|
5, 10 (Сч. 0,5; ТТ 10; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
- |
- |
±39,6 |
|
0,8 |
- |
- |
- |
±25,6 | |
|
0,7 |
- |
- |
- |
±18,8 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
±11,1 | |
|
17, 18, 20, 21 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,9 |
- |
±6,4 |
±3,3 |
±2,4 |
|
0,8 |
- |
±4,4 |
±2,4 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 | |
|
19, 22, 23, 27 - 34 (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 | |
|
24 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,9 |
±5,6 |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
|
0,8 |
±4,3 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±3,2 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
25 (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 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и Si(2>%q для созф<1,0 нормируется от I2%;
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^Ih;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °С; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 •IhI до 1,2-Ih1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8^Uh2 до 1,15^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^Ih2 до 1,2^Ih2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 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 EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 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 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:
- 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 титульный лист 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 АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
1 Трансформатор тока |
ТВ-110/20ХЛ |
21 |
|
2 Трансформатор тока |
ТВ 110 |
15 |
|
3 Трансформатор тока |
ТВ35-П |
3 |
|
4 Трансформатор тока |
ТДВ-35 |
12 |
|
5 Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
18 |
|
6 Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
6 |
|
7 Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
8 Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
6 |
|
9 Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
10 Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 |
|
11 Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
|
12 Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
13 Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66У3 |
1 |
|
14 Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
15 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EPQS 111.21.18LL |
32 |
|
16 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EPQS 111.23.27LL |
2 |
|
17 Устройство сбора и передачи данных |
TK16L |
1 |
|
18 Методика поверки |
МП РТ 2226/500-2015 |
1 |
|
19 Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.046.04.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП РТ 2226/500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Сокол». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 29.05.2015 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 EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
- для УСПД TK16L - по документу «Устройство сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Сокол».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/104 от 13.04.2015 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».
Смотрите также
