Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Кирилловская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62170-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 62170-15: Описание типа СИ | Скачать | 143.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кирилловская» (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 | 62170-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Кирилловская" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1408 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 62170-15: Описание типа СИ | Скачать | 143.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кирилловская» (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 «Кирилловская» 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), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера 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 (далее по тексту - УССВ); автоматизированные рабочие места (далее по тексту - 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 УССВ. УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±2 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 ±2 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 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 |
|
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 |
- |
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
СПО 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 Тоннельная -Кирилловская |
ТВ-110 кл.т 1 Ктт = 600/5 Зав. № 329-А; 329-В; 329-С Рег. № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. № 876772; 876773; 876780 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156974 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
2 |
КВЛ 110 кВ Кирилловская -Пенайская с отпайками |
ТВ-110 кл.т 1 Ктт = 600/5 Зав. № 303-А; 303-В; 303-С Рег. № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 876772; 876773; 876780 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156973 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
3 |
ВЛ - 110 кВ Кирилловская -Новороссийск 1 цепь с отпайкой на ПС Г айдук тяговая I цепь |
ТВ-110-I кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 10711-А; 10711-В; 10711-С Рег. № 19720-00 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 876768; 876769; 876776 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156972 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 |
ВЛ - 110 кВ Кирилловская -Новороссийск II цепь |
ТФЗМ-110Б-]У-У1 кл.т 0,2 Ктт = 600/5 Зав. № 13442; 13458; 13464 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 876772; 876773; 876780 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156971 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
5 |
ВЛ 110 кВ Кирилловская -Раевская |
ТВ-110 кл.т 1 Ктт = 600/5 Зав. № 345-А; 345-В; 345-С Рег. № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 876768; 876769; 876776 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156970 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
6 |
КВЛ - 110 кВ Кирилловская -Восточная с отпайками |
ТВ-110 кл.т 1 Ктт = 600/5 Зав. № 330-А; 330-В; 330-С Рег. № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 876768; 876769; 876776 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157042 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
7 |
ВЛ - 110 кВ Кирилловская -Солнечная с отпайкой на ПС Нефтеналивная |
ТВ-110 кл.т 1 Ктт = 600/5 Зав. № 348-А; 348-В; 348-С Рег. № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 876768; 876769; 876776 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157043 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
8 |
ВЛ - 110 кВ Кирилловская -Южная I ц. с отпайкой на ПС ДСК, ПС СевероЗападная |
ТВ-110/20 кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 779-А; 779-В; 779-С Рег. № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 876768; 876769; 876776 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157044 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
9 |
ВЛ - 110 кВ Кирилловская -Южная II ц. с отпайкой на ПС ДСК, ПС СевероЗападная |
ТВ-110/20 кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 8934-А; 8934-В;8934-С Рег. № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 876772; 876773; 876780 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157045 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
10 |
ВЛ - 110 кВ Кирилловская -РИП I ц. с отпайкой на ПС Широкая балка |
ТВ-110 кл.т 1 Ктт = 600/5 Зав. № 347-А; 347-В; 347-С Рег. № 4462-74 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 876768; 876769; 876776 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157034 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11 |
ВЛ - 110 кВ Кирилловская -РИП II ц. с отпайкой на ПС Широкая балка |
ТВ-110-I кл.т 3 Ктт = 600/5 Зав. № 10672-А; 10672-B; 10672-C Рег. № 19720-00 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 876772; 876773; 876780 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01179226 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
12 |
ВЛ 110 кВ Кирилловская -Новоросметалл |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2918-A; 2918B; 2918-C Рег. № 3190-72 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 876772; 876773; 876780 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156969 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
13 |
ОМВ-110 кВ |
ТВ-110-II кл.т 1 Ктт = 1000/5 Зав. № 4277-A; 4277B; 4277-C Рег. № 32123-06 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 1 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 876772; 876773; 876780 Рег. № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156977 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
14 |
ВЛ - 35 кВ Кирилловская -Г айдук I ц |
ТВ-35/10 кл.т 3 Ктт = 300/5 Зав. № 7258-A; 7258B; 7258-C Рег. № 4462-74 |
НАМИ-35 УХЛ 1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 244 Рег. № 19813-05 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157030 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
15 |
ВЛ - 35 кВ Кирилловская -Г айдук II ц. |
ТВ-35/10 кл.т 3 Ктт = 300/5 Зав. № 7257-A; 7257B; 7257-C Рег. № 4462-74 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1234071; 1234073; 1234041 Рег. № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157035 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
16 |
КЛ - 6 кВ Холодильник №7 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 37079; 21731 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9042 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156968 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
17 |
КЛ - 6 кВ Молот №11 |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 70431; 6771 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9042 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156967 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
18 |
КЛ - 6 кВ Молот №31, КЛ-6 кВ Очистные №31 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 12361; 39253 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9042 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156938 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
19 |
КЛ - 6 кВ Молот №32 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 49286; 49277 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3658 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156939 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
20 |
КЛ-6 кВ РОСТЭК№17 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 196; 197 Рег. № 25433-11 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9042 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157571 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
21 |
КЛ 6 кВ Ритейл №34 |
ТЛП-10-6 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 41281; 41286; 41282 Рег. № 30709-08 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3658 Рег. № 2611-70 |
A1802RAL- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01234887 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
22 |
КЛ 6 кВ Ритейл №35 |
ТЛП-10-6 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 41284; 41285; 41283 Рег. № 30709-08 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9042 Рег. № 2611-70 |
A1802RAL- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01234886 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
23 |
КЛ-6 кВ № 8 РСУ Пароходство № 8 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 10047; 93059 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3658 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157031 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
24 |
КЛ-6 № 9 Брис-Босфор |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 85395; 58346 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9042 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156982 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
25 |
КЛ - 6 кВ ТП-379 №10 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 375; 8558 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3658 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156995 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
26 |
КЛ - 6 кВ РСУ Пароходства №12 |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 6782; 9872 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3658 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157032 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
27 |
КЛ - 6 кВ ТП-378 №13 |
ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 13796; 14661 Рег. № 9143-83 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9042 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156966 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
28 |
КЛ - 6 кВ Классик-Миг №14 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 90993; 94133 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3658 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01157033 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
29 |
КЛ - 6 кВ Бриз-Босфор №16 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 94047; 94184 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3658 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156984 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
30 |
КЛ - 6 кВ Выбор-С-1 №25 |
ТВК-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 32735; 28836 Рег. № 8913-82 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9042 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156996 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
31 |
КЛ - 6 кВ Выбор-С-2 №28 |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 7768; 7769 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3658 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01182992 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
32 |
КЛ - 6 кВ Загранстроймо нтаж №29 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 57455; 71859 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9042 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156985 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
33 |
КЛ - 6 кВ Альциона №30 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 49688; 31223 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3658 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156997 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
|
34 |
КЛ - 6 кВ Классик-Миг №33 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 29704; 14512 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9042 Рег. № 2611-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01156976 Рег. № 31857-06 |
ЭКОМ-3000 зав. № 03081921 Рег. № 17049-09 |
Примечания:
1 Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кирилловская» как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала 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—1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, 5 - 7, 10, 13 (Счетчики. 0,2S; ТТ 1; ТН 1) |
1,0 |
- |
±3,5 |
±2,1 |
±1,7 |
|
0,9 |
- |
±4,6 |
±2,6 |
±2,0 | |
|
0,8 |
- |
±5,7 |
±3,2 |
±2,4 | |
|
0,7 |
- |
±7,0 |
±3,8 |
±2,9 | |
|
0,5 |
- |
±10,8 |
±5,8 |
±4,3 | |
|
3, 8, 9, 11 (Счетчики. 0,2S; ТТ 3; ТН 1) |
1,0 |
- |
- |
- |
±3,5 |
|
0,9 |
- |
- |
- |
±4,5 | |
|
0,8 |
- |
- |
- |
±5,7 | |
|
0,7 |
- |
- |
- |
±7,0 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
±10,8 | |
|
4 (Счетчики. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 1) |
1,0 |
- |
±1,5 |
±1,3 |
±1,3 |
|
0,9 |
- |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,8 |
- |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
- |
±2,3 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
- |
±3,2 |
±2,7 |
±2,6 | |
|
12 (Счетчики. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 1) |
1,0 |
- |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,5 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±5,9 |
±3,7 |
±3,1 | |
|
14, 15 (Счетчики. 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 | |
|
16 - 19, 23 - 34 (Счетчики. 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 | |
|
20 (Счетчики. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
21, 22 (Счетчики. 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 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала 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, 5 - 7, 10, 13 (Счетчики. 0,5; ТТ 1; ТН 1) |
0,9 |
- |
±12,7 |
±6,9 |
±5,1 |
|
0,8 |
- |
±8,7 |
±4,7 |
±3,6 | |
|
0,7 |
- |
±6,9 |
±3,8 |
±2,9 | |
|
0,5 |
- |
±5,0 |
±2,9 |
±2,3 | |
|
3, 8, 9, 11 (Счетчики. 0,5; ТТ 3; ТН 1) |
0,9 |
- |
- |
- |
±12,2 |
|
0,8 |
- |
- |
- |
±8,0 | |
|
0,7 |
- |
- |
- |
±5,9 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
±3,7 | |
|
4 (Счетчики. 0,5; ТТ 0,2; ТН 1) |
0,9 |
- |
±4,0 |
±3,2 |
±3,1 |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±2,4 |
±2,3 | |
|
0,7 |
- |
±2,5 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
12 (Счетчики. 0,5; ТТ 0,5; ТН 1) |
0,9 |
- |
±7,0 |
±4,3 |
±3,6 |
|
0,8 |
- |
±4,9 |
±3,1 |
±2,6 | |
|
0,7 |
- |
±3,9 |
±2,5 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±3,0 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
14, 15 (Счетчики. 0,5; ТТ 3; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
- |
- |
±12,0 |
|
0,8 |
- |
- |
- |
±7,8 | |
|
0,7 |
- |
- |
- |
±5,8 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
±3,5 | |
|
16 - 19, 23 - 34 (Счетчики. 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 | |
|
20 (Счетчики. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
±8,1 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,7 |
|
0,8 |
±5,8 |
±2,7 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,7 |
±4,8 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±3,9 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
21, 22 (Счетчики. 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 coso=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso 1,0 нормируется от I2%;
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
34 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
100 до 120 |
|
- частота, Гц |
(50±0,15) |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- частота, Гц |
(50±0,4) |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +50 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С |
от +10 до +30 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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).
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.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110 |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110-I |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-ГУ-У1 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110/20 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110/50 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110-ГГ |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-35/10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
22 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10-6 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТВК-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ 1 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
32 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-2430-500-2015 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
ЕМНК.466454.030-290.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2430-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кирилловская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 07.08.2015 г.
Основные средства 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» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью и проведение поверки отдельных измерительных каналов.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кирилловская».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 01.00252/160-2015 от 02.06.2015 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
