Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Венера"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62279-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 62279-15: Описание типа СИ | Скачать | 118.1 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Венера» (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 | 62279-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Венера" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1397 |
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
| 62279-15: Описание типа СИ | Скачать | 118.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Венера» (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 «Венера» 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), коммутационное оборудование, в состав которого входят шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера 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 канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу 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 Центра происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 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 (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_______________________
математической обработки измерительной информации, разряда измеренного (учтенного) значения.
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.
|
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
составляет 1 единицу младшего
не
влияет на метрологические
преднамеренных изменений
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
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 Венера-Шестихинская с отпайками I цепь (ВЛ 110 кВ Шестихинская-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 10427; 10428; 10429 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1799; 1823; 1821 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 472209 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
2 |
ВЛ-110 кВ Венера-Шестихинская с отпайками II цепь (ВЛ 110 кВ Шестихинская-2) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 10430; 10431; 10432 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. № 1054216; 1054340; 1054329 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471625 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ВЛ-110 кВ Венера-Восточная с отпайками I цепь (ВЛ 110 кВ Восточная-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 10433; 10434; 10435 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 1799; 1823; 1821 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471624 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
4 |
ВЛ-110 кВ Венера-Восточная с отпайками II цепь (ВЛ 110 кВ Восточная-2) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 1000/5 Зав. № 10436; 10437; 10438 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1054216; 1054340; 1054329 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471623 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
5 |
ВЛ-110 кВ Венера-Западная I цепь (ВЛ 110 кВ Западная-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 500/5 Зав. № 10439; 10440; 10441 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1799; 1823; 1821 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471411 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
6 |
ВЛ-110 кВ Венера-Западная II цепь (ВЛ 110 кВ Западная-2) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 500/5 Зав. № 10442; 10443; 10444 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1054216; 1054340; 1054329 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471412 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
7 |
ВЛ-110 кВ Венера-Веретье I цепь (ВЛ 110 кВ Веретье-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 10445; 10446; 10447 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1799; 1823; 1821 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471627 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
8 |
ВЛ-110 кВ Венера-Веретье II цепь (ВЛ 110 кВ Веретье-2) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 500/5 Зав. № 10448; 10449; 10450 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1054216; 1054340; 1054329 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471628 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ВЛ-110 кВ Венера-Переборы с отпайками I цепь (ВЛ 110 кВ Переборы-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 500/5 Зав. № 10451; 10452; 10453 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1799; 1823; 1821 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471416 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
10 |
ВЛ-110 кВ Венера-Переборы с отпайками II цепь (ВЛ 110 кВ Переборы-2) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 500/5 Зав. № 10454; 10455; 10456 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1054216; 1054340; 1054329 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471417 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
11 |
ОВ 110 кВ |
ТВ-110-II кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 5022-А; 5022-В; 5022-С Г осреестр № 19720-00 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1799; 1823; 1821 Г осреестр № 14205-94 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471413 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
12 |
ВЛ 220 кВ У гличская ГЭС (ГЭС-13) - Венера |
ТВ-220/25 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2218-А; 2218-В; 2218-С Г осреестр № 3191-72 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 7258; 7268; 7248 Г осреестр № 14626-00 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471622 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
13 |
ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС -Венера |
ТВ-220-I кл.т 1 Ктт = 600/5 Зав. № 3603-А; 3603-В; 3603-С Г осреестр № 19720-00 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 7258; 7268; 7248 Г осреестр № 14626-00 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471619 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
|
14 |
ОВ 220 кВ |
ТФЗМ 220Б-ГУ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 4237; 4205; 0420 Г осреестр № 6540-78 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 7258; 7268; 7248 Г осреестр № 14626-00 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 572092 Г осреестр № 25971-06 |
ТК161. зав. № 007 Г осреестр № 36643-07 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм< 20 % |
I20 %—I и;м'<I 100% |
I100 %—!цзм—1,20% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 10 (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 | |
|
11, 12, 14 (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 | |
|
13 (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 | |
|
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< 20 % |
I20 %—I и;м'<I 100% |
I100 Торизм—1120% | ||
|
1 - 10 (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 | |
|
11, 12, 14 (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 | |
|
13 (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 | |
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^Uh до 1,01 •Uh;
- 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 •Uh 1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 ^1н1 до 1,2-Хн1;
- 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 ^1н2 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. Копии актов замены, оформленных согласно действующей НД, измерительных трансформаторов и счетчиков прилагать к настоящему описанию типа и считать их неотъемлемой частью настоящего описания типа.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и
пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
1 Трансформатор тока |
ТГФМ-110 |
30 |
|
2 Трансформатор тока |
ТВ-110-II |
3 |
|
3 Трансформатор тока |
ТВ-220/25 |
3 |
|
4 Трансформатор тока |
ТВ-220-I |
3 |
|
5 Трансформатор тока |
ТФЗМ 220Б-ГУ |
3 |
|
6 Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 |
|
7 Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58 |
3 |
|
8 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EPQS 111.21.18LL |
14 |
|
9 Устройство сбора и передачи данных |
TK16L |
1 |
|
10 Методика поверки |
РТ-МП-2497-500-2015 |
1 |
|
11 Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.058.05.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2497-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Венера». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 14.08.2015 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 EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
- для УСПД TK16L - по документу «Устройство сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Венера». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/143-2015 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
