Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Ярославская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 61173-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 61173-15: Описание типа СИ | Скачать | 121.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Ярославская» (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 | 61173-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Ярославская" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1404 |
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
| 61173-15: Описание типа СИ | Скачать | 121.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Ярославская» (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 «Ярославская» 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, включающие шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
Второй 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 ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает счетчики с помощью выделенного канала (основной канал связи).
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 счетчика 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. Сличение часов счетчиков и ИВК происходит при каждом сеансе связи. Коррекция проводится при расхождении часов счетчиков и сервера на значение, превышающее ± 1 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 - 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 первого уровня ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го уровня ИК | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3-Ярославская (ВЛ 110 кВ Ярославская-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10224; 10198; 10187 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 3515; 3516; 3517 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0101073614 Г осреестр № 27524-04 |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Ярославская-Ярцево с отпайками I цепь (ВЛ 110 кВ Южная) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10223; 10206; 10184 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 3515; 3516; 3517 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0101071326 Г осреестр № 27524-04 |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Ярославская-Ярцево с отпайками II цепь (ВЛ 110 кВ Институтская) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10208; 10202; 10190 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 3518; 3519; 3520 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0101073489 Г осреестр № 27524-04 |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Ярославская-Техникум (ВЛ 110 кВ Белкинская) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10306; 10308; 10209 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 3518; 3519; 3520 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 110050019 Г осреестр № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
5 |
ВЛ 110 кВ Неро -Ярославская с отпайками (ВЛ 110 кВ Ростовская-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10210; 10301; 10299 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 3515; 3516; 3517 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 110052014 Г осреестр № 27524-04 |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Тишино -Ярославская с отпайкой на ПС Коромыслово (ВЛ 110 кВ Тишинская) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10309; 10307; 10185 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 3518; 3519; 3520 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1056559 Г осреестр № 27524-04 |
|
7 |
ОВ 110 кВ |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10222; 10221; 10225 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 3515; 3516; 3517 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1051724 Г осреестр № 27524-04 |
|
8 |
ячейка № 6, ф. Василево |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 30243-12; 30253-12; 30261-12 Г осреестр № 32139-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 00832-12 Г осреестр № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805122998 Г осреестр № 36697-08 |
|
9 |
ячейка № 11, ф .Козьмодемьянск |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 30111-12; 30103-12; 30132-12 Г осреестр № 32139-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 00835-12 Г осреестр № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0806121370 Г осреестр № 36697-08 |
|
10 |
ячейка № 7, ф. Дорожный |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 30131-12; 30258-12; 30259-12 Г осреестр № 32139-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 00832-12 Г осреестр № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805123070 Г осреестр № 36697-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
11 |
ячейка № 1, ф.Карабиха |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 30318-12; 30391-12; 30405-12 Г осреестр № 32139-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 00832-12 Г осреестр № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805122282 Г осреестр № 36697-08 |
|
12 |
ячейка № 15, Ф.15 Телевышка |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 30477-12; 30458-12; 30421-12 Г осреестр № 32139-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 00835-12 Г осреестр № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0806121452 Г осреестр № 36697-08 |
|
13 |
ячейка № 4, Ф.4 Профилакторий |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 19572-12; 15725-12; 19457-12 Г осреестр № 32139-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 00832-12 Г осреестр № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805122943 Г осреестр № 36697-08 |
|
14 |
панель №98 |
ТШП-0,66 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 49484; 49485; 49486 Г осреестр № 15173-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0003050912 Г осреестр № 27524-04 |
|
15 |
ВЛ 220 кВ Угличская ГЭС (ГЭС-13) - Ярославская |
ТГФМ-220 кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Зав. № 1716; 1717; 1718 Г осреестр № 52260-12 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 57621; 57610; 57612 Г осреестр № 14626-00 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0112064101 Г осреестр № 27524-04 |
|
16 |
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - Ярославская |
ТГФМ-220 кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 Зав. № 1719; 1720; 1721 Г осреестр № 52260-12 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 57623; 57642; 57643 Г осреестр № 14626-00 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0109066192 Г осреестр № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
17 |
ОВ 220 кВ |
ТФНД-220-1 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 312; 337; 67 Г осреестр № 3694-73 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Зав. № 57621; 57610; 57612 Г осреестр № 14626-00 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0101073628 Г осреестр № 27524-04 |
|
18 |
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - Ярославская с отпайкой на ПС ГПП-9 II цепь (ВЛ 110 кВ Ярославская-2) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10186; 10206; 10220 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 3518; 3519; 3520 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0101071395 Г осреестр № 27524-04 |
|
19 |
ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - Ярославская с отпайкой на ПС ГПП-9 I цепь (ВЛ 110 кВ Ярославская-3) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10183; 10188; 10189 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 3515; 3516; 3517 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0101071277 Г осреестр № 27524-04 |
|
20 |
ВЛ 110 кВ Ярославская -ГПП-4 II цепь (ВЛ 110 кВ Топливная) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10205; 10207; 10203 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 3518; 3519; 3520 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0101071406 Г осреестр № 27524-04 |
|
21 |
ВЛ 110 кВ Ярославская - ГПП-4 I цепь (ВЛ 110 кВ Химическая) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1500/5 Зав. № 10191; 10196; 10197 Г осреестр № 52261-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 3515; 3516; 3517 Г осреестр № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0101070867 Г осреестр № 27524-04 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cos^ |
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 - 3, 8 - 13, 18 - 21 (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 | |
|
4 - 7 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,4 |
|
0,9 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,8 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,7 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,5 |
±2,7 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
14 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2S) |
1,0 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,3 |
±1,3 |
|
0,9 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,8 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±2,6 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
15, 16 (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 | |
|
17 (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 | |
|
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 - 3, 8 - 13, 18 - 21 (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 | |
|
4 - 7 (Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,9 |
±10,5 |
±3,6 |
±2,3 |
±2,1 |
|
0,8 |
±8,1 |
±3,1 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
0,7 |
±7,0 |
±2,8 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±6,1 |
±2,6 |
±2,0 |
±1,9 | |
|
14 (Сч. 1,0; ТТ 0,2S) |
0,9 |
±10,5 |
±3,6 |
±2,2 |
±2,0 |
|
0,8 |
±8,1 |
±3,0 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±7,0 |
±2,8 |
±2,0 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±6,1 |
±2,6 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
15, 16 (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 | |
|
17 (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 | |
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 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 1,2^1н;
- 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 2Чи2;
- 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 СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- ИВКЭ - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 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 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 |
ТГФМ-110 |
32 |
|
2 Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
18 |
|
3 Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
3 |
|
4 Трансформатор тока |
ТГФМ-220 |
6 |
|
5 Трансформатор тока |
ТФНД-220-1 |
3 |
|
6 Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
7 Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ-10 |
2 |
|
8 Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58 |
6 |
|
9 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
15 |
|
10 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
|
11 Методика поверки |
МП РТ 2272/500-2015 |
1 |
|
12 Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.058.02.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП РТ 2272/500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Ярославская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 05.06.2015 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 СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 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 «Ярославская».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/150-2015 от 22.05.2015 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
