Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Оренбургская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 61509-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 61509-15: Описание типа СИ | Скачать | 132.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Оренбургская» (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 | 61509-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Оренбургская" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1087 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 61509-15: Описание типа СИ | Скачать | 132.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Оренбургская» (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 «Оренбургская» ПАО «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) по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии),
ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), 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 Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «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 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 ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала 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.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется ежесекундно автоматически с помощью приемника точного времени, принимающего сигналы точного времени от навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS. УСПД автоматически выполняет контроль времени в часах счетчиков при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ± 2 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ (счетчики электроэнергии, УСПД, сервер ИВК) не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - СПО 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 Каргалинская-Оренбургская с отпайкой на ПС 110 кВ Сельская |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 751; 753; 675 Г осреестр № 23256-05 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 671294; 671242; 671240 Г осреестр № 26452-04 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577798 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Пугачевская-1 |
ТФЗМ 110Б-1 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 62643; 62645; 62632 Г осреестр № 26420-08 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 5023; 653625 Г осреестр № 26452-04 НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 46777 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577590 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Пугачевская-Оренбургская 2 цепь с отпайками |
ТФЗМ 110Б-1 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 62642; 62640; 62634 Г осреестр № 26420-08 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 671294; 671242; 671240 Г осреестр № 26452-04 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 572162 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
4 |
ВЛ 110 кВ СТЭЦ-1. |
ТФЗМ 110Б-1 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 62639; 62641; 13974 Г осреестр № 26420-08 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 5023; 653625 Г осреестр № 26452-04 НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 46777 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577359 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
5 |
ВЛ 110 кВ СТЭЦ-Оренбургская 2 с отпайкой на ПС 110 кВ Индустриальная |
ТФЗМ 110Б-1 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 62637; 62638; 62636 Г осреестр № 26420-08 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 671294; 671242; 671240 Г осреестр № 26452-04 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577564 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Шевченковская |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,2S Ктт = 200/1 Зав. № 670; 756; 782 Г осреестр № 23256-05 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 5023; 653625 Г осреестр № 26452-04 НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 46777 Г осреестр № 1188-84 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577419 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
7 |
ВЛ 110 кВ Юго-Восточная с отпайкой на ПС Восточная. |
ТФЗМ 110Б-1У кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 14094; 14098; 14096 Г осреестр № 26422-06 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 671294; 671242; 671240 Г осреестр № 26452-04 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577890 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8 |
КЛ 35 кВ Заводская 1 |
ТВД-35 МКП кл.т 1 Ктт = 300/5 Зав. № 3219-А; 3219-В; 3219-С Свид. № СП 0848441; СП 0848442; СП 0848443 |
3НОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1253430; 1253495; 1253438 Г осреестр № 912-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577617 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
9 |
КЛ 35 кВ Заводская 2 |
ТВДМ-35-1 кл.т 1 Ктт = 300/5 Зав. № 6233-А; 6233-В; 6233-С Г осреестр № 3642-73 |
3НОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1260316; 1260138; 1144381 Г осреестр № 912-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577756 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
10 |
ВЛ 35 кВ Старо-Сакмарская |
ТВД-35 МКП кл.т 1 Ктт = 300/5 Зав. № 3179-А; 3179-В; 3179-С Свид. № СП 0848444; СП 0848445; СП 0848446 |
3НОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1260316; 1260138; 1144381 Г осреестр № 912-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577279 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
11 |
ВЛ 35 кВ ОТЭЦ |
ТВД-35 МКП кл.т 1 Ктт = 600/5 Зав. № 2064-А; 2064-В; 2064-С Свид. № СП 0848447; СП 0848448 СП 0935026 |
3НОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1253430; 1253495; 1253438 Г осреестр № 912-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577608 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
12 |
ВЛ 35 кВ Западная |
ТВД-35 МКП кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2781-А; 2781-В; 2781-С Свид.№ СП 0725392; СП 0725391; СП 0725390 |
3НОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1260316; 1260138; 1144381 Г осреестр № 912-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 587630 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
13 |
КЛ 6 кВ Оренбургская-ТП125 (ф. 0-1) |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 6859; 7502 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1375 Г осреестр № 2611-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577412 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
14 |
КЛ 6 кВ Оренбургская-ТП1093 (ф. 0-2) |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 7488; 8232 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1375 Г осреестр № 2611-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 587614 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
15 |
КЛ 6 кВ Оренбургская- ТП38 (ф. 0-3) |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 70139; 70157 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1375 Г осреестр № 2611-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 578076 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
16 |
КЛ 6 кВ Оренбургская-ТП1288 (ф. 0-4) |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 6853; 7494 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1375 Г осреестр № 2611-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577968 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
17 |
КЛ 6 кВ Оренбургская- НМЗ (ф. 0-5) |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 8298; 7217 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1375 Г осреестр № 2611-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577589 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
18 |
КЛ 6 кВ Оренбургская- з-д Гидропресс(ф. 0-7) |
ТПФ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 33115; 7494 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1375 Г осреестр № 2611-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577418 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
19 |
КЛ 6 кВ Оренбургская- з-д Гидропресс(ф. 0-8) |
ТПФ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 6767; 6949 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1375 Г осреестр № 2611-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577594 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
20 |
КЛ 6 кВ Оренбургская- РП 1 (ф. 0-10) |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 122011; 122015 Г осреестр № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1612 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 587556 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
21 |
КЛ 6 кВ Оренбургская- з-д Гидропресс (ф. 0-11) |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 16480; 17716 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1612 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 587611 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
22 |
КЛ 6 кВ Оренбургская- з-д Гидропресс (ф. 0-12) |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 13882; 16045 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1612 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577888 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
23 |
КЛ 6 кВ Оренбургская-ТП1203 (ф. 0-15) |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 7233; 7220 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1612 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577623 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
24 |
КЛ 6 кВ Оренбургская-Берды (ф. 0-16) |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 52970; 52945 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1612 Г осреестр № 380-49 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 577794 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
|
25 |
КЛ 6 кВ Оренбургская-ТП1204 (ф. 0-17) |
ТПФ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 86897; 86888 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1375 Г осреестр № 2611-70 |
EPQS 111.21.18.LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 578061 Г осреестр № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 8082211 Г осреестр № 17049-09 |
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 - 7 (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 | |
|
8 - 11 (Сч. 0,2S; ТТ 1; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
±3,4 |
±1,9 |
±1,4 |
|
0,9 |
- |
±4,4 |
±2,3 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±5,5 |
±2,9 |
±2,1 | |
|
0,7 |
- |
±6,8 |
±3,5 |
±2,5 | |
|
0,5 |
- |
±10,6 |
±5,4 |
±3,8 | |
|
12 - 25 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной 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 - 7 (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 | |
|
8 - 11 (Сч. 0,5; ТТ 1; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
±12,5 |
±6,4 |
±4,5 |
|
0,8 |
- |
±8,5 |
±4,4 |
±3,1 | |
|
0,7 |
- |
±6,7 |
±3,5 |
±2,5 | |
|
0,5 |
- |
±4,9 |
±2,6 |
±2,0 | |
|
12 - 25 (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 0,95^ин до 1,05^ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 1н до 1нр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);
- 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 0,91н'1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 •И до 1нр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - для ТТ по ГОСТ 7746-2001; для ТН по ГОСТ 1983-2001.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,81н2 до 1,151н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^н2 до 1,2^1н2;
- 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 75 000 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 (в том числе наличие электронной пломбы);
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД (в том числе наличие электронной пломбы).
- 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 |
ТБМО-110 УХЛ1 |
6 |
|
2 Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-1 |
12 |
|
3 Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-1У |
3 |
|
4 Трансформатор тока |
ТВД-35 МКП |
12 |
|
5 Трансформатор тока |
ТВДМ-35-1 |
3 |
|
6 Трансформатор тока |
ТПФМ-10 |
18 |
|
7 Трансформатор тока |
ТПФ-10 |
6 |
|
8 Трансформатор тока |
ТПОФ |
2 |
|
9 Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
5 |
|
10 Трансформатор напряжения |
НКФ110-83У1 |
1 |
|
11 Трансформатор напряжения |
3НОМ-35-65 |
6 |
|
12 Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
|
13 Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
|
14 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EPQS 111.21.18.LL |
25 |
|
15 Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
16 Методика поверки |
РТ-МП-2403-500-2015 |
1 |
|
17 Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.035.01.ИН.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2403-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Оренбургская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 31.07.2015 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 ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 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 «Оренбургская».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/026-2015 от 02.03.2015 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
