Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Крымская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 61962-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 61962-15: Описание типа СИ | Скачать | 125.1 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Крымская» (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 | 61962-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Крымская" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1416 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 61962-15: Описание типа СИ | Скачать | 125.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Крымская» (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 «Крымская» 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), 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 выделенного канала (основной и резервный каналы 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 ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга 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 ± 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 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, разряда измеренного (учтенного) значения.
составляет 1 единицу младшего не влияет на метрологические и преднамеренных изменений
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных 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 у |
ровней ИК | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВЛ 110 кВ Крымская-Неберджаевская 1 цепь |
ТНДМ-110 кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 6024-A; 6024-B; 6024-C Свид. № 206.1-14017-11; 206.1-14018-11; 206.1-14019-11 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 59104; 54452; 54455 Г осреестр № 1188-84 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156761 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Крымская-Неберджаевская 2 цепь |
ТВ-110/20 кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 7030-A; 7030-B; 7030-C Г осреестр № 3189-72 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1479976; 1480075; 1480091 Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156802 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Крымская-Крымск Тяговая 1 цепь |
ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 37263; 37256; 37310 Г осреестр № 2793-88 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 59104; 54452; 54455 Г осреестр № 1188-84 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156950 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Крымская-Крымск Тяговая 2 цепь |
ТВ-110/20 кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 9090-A; 9090-B; 9090-C Г осреестр № 3189-72 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1479976; 1480075; 1480091 Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156934 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
5 |
ВЛ 110 кВ Крымская-Первомайская (Тоннельная) |
ТНДМ-110 кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 2986-A; 2986-B; 2986-C Свид. № 206.1-14029-11; 206.1-14030-11; 206.1-14031-11 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1479976; 1480075; 1480091 Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156935 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Крымская-Г еленджик |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 10505; 10506; 10507 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 59104; 54452; 54455 Г осреестр № 1188-84 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156936 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
7 |
ВЛ 110 кВ Крымская- КПТФ |
ТНДМ-110 кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 6072-A; 6072-B; 6072-C Свид. № 206.1-14026-11; 206.1-14027-11; 206.1-14028-11 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1479976; 1480075; 1480091 Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156937 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
8 |
ВЛ 35 кВ Крымская-Новоукраинская, яч.7 |
ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 00403-12; 00405-12; 0040412 Г осреестр № 40086-08 |
ЗНОЛ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 00037-14; 00036-14; 00035-14 Г осреестр № 54371-13 |
A1805RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01249992 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
КЛ -6 кВ Крымская-Западный К2 |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 28179; 4828 Г осреестр № 1261-59 |
НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00257-15 Г осреестр № 51621-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156952 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
10 |
КЛ 6 кВ Крымская-КомбинатЗ КЗ |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 89494; 89676 Г осреестр № 814-53 |
НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00256-15 Г осреестр № 51621-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156951 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
11 |
КЛ 6кВ Крымская-Комбинат4 К4 |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 15697; 16555 Г осреестр № 814-53 |
НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00257-15 Г осреестр № 51621-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157038 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
12 |
КЛ 6 кВ Крымская-Крымск К5 |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 35531; 35781 Г осреестр № 814-53 |
НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00256-15 Г осреестр № 51621-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157039 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
13 |
КЛ 6 кВ Крымская-Железная дорога. (яч 6) К6 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 78444; 59851 Г осреестр № 1856-63 |
НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00257-15 Г осреестр № 51621-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157041 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
14 |
КЛ 6 кВ Крымская-Опытная станция К7 |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 13966; 13925 Г осреестр № 814-53 |
НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00256-15 Г осреестр № 51621-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157040 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
КЛ 6 кВ Крымская-Железная дорога. (Яч 12) |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 01812; 99893 Г осреестр № 814-53 |
НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00257-15 Г осреестр № 51621-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156989 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
16 |
КЛ 6 кВ Крымская-Город К13 |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 91890; 00112 Г осреестр № 814-53 |
НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00256-15 Г осреестр № 51621-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156988 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
17 |
ВЛ 35 кВ Крымская-3й подъем. Яч.8 |
ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 00410-12; 00400-12; 0039812 Г осреестр № 40086-08 |
ЗНОЛ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 00040-14; 00039-14; 00038-14 Г осреестр № 54371-13 |
A1805RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01249991 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 Г осреестр № 17049-09 |
|
18 |
КЛ 6 кВ Крымская -Абиннефть К8 |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 42619; 42642 Г осреестр № 814-53 |
НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00257-15 Г осреестр № 51621-12 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156986 Г осреестр № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 05082031 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, 2, 4, 5, 7 (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 | |
|
3, 9 - 16, 18 (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 | |
|
6 (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, 17 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±3,3 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±3,9 |
±2,5 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±5,7 |
±3,4 |
±2,6 |
±2,6 | |
|
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, 2, 4, 5, 7 (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, 9 - 16, 18 (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 | |
|
6 (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, 17 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
±12,1 |
±4,8 |
±3,3 |
±3,1 |
|
0,8 |
±9,0 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,6 | |
|
0,7 |
±7,7 |
±3,3 |
±2,4 |
±2,3 | |
|
0,5 |
±6,5 |
±2,9 |
±2,2 |
±2,1 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от 12%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 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^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 ^1н1 до 1,2-1н1;
- 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^ин2 до 1,15^ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 2Чн2;
- 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 «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 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;
- 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 |
ТНДМ-110 |
9 |
|
2 Трансформатор тока |
ТВ-110/20 |
6 |
|
3 Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
3 |
|
4 Трансформатор тока |
ТГФМ-110 |
3 |
|
5 Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-35 |
6 |
|
6 Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
2 |
|
7 Трансформатор тока |
ТПФМ-10 |
14 |
|
8 Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
2 |
|
9 Трансформатор напряжения |
НКФ110-83У1 |
3 |
|
10 Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57У1 |
3 |
|
11 Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ |
6 |
|
12 Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ |
2 |
|
13 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
16 |
|
14 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RALXQ-P4GB-DW-4 |
2 |
|
15 Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
16 Методика поверки |
РТ-МП-2431-500-2015 |
1 |
|
17 Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.067.06.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2431-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Крымская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 07.08.2015 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 «Альфа A1800» (Госреестр № 31857-06) - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» (Госреестр № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программно-технический 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 «Крымская».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/180 от 10.06.2015 г.
Нормативные документы
ЕНЭС ПС 220 кВ «Крымская»
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
