Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Трубеж"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62349-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 62349-15: Описание типа СИ | Скачать | 119.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Трубеж» (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 | 62349-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Трубеж" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1402 |
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
| 62349-15: Описание типа СИ | Скачать | 119.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Трубеж» (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 «Трубеж» ПАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, включающие шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера 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 ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает счетчики с помощью выделенного канала (основной канал связи).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между 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 счетчика в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Сличение часов счетчиков и ИВК происходит при каждом сеансе связи. Коррекция проводится при расхождении часов счетчиков и сервера на значение, превышающее ± 1 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в
ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
- |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го уровня ИК | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
ВЛ 110 кВ Трубеж-Нила №1 (ВЛ 110 кВ Нильская-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10437; 10438; 10439 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 1059302; 1059329; 1059314 Г осреестр № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109052088 Г осреестр № 27524-04 |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Трубеж-Нила №2 (ВЛ 110 кВ Нильская-2) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10461; 10462; 10463 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1059341; 1059340; 1059312 Г осреестр № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109054085 Г осреестр № 27524-04 |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Трубеж-Шурскол с отпайками (ВЛ 110 кВ Петровская-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10440; 10441; 10442 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1059302; 1059329; 1059314 Г осреестр № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109058179 Г осреестр № 27524-04 |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Трубеж-Беклемишево с отпайкой на ПС Шушково (ВЛ 110 кВ Шушковская) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10452; 10453; 10454 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1059341; 1059340; 1059312 Г осреестр № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109057186 Г осреестр № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
5 |
ВЛ 110 кВ Балакирево - Трубеж (ВЛ 110 кВ Переславская-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10455; 10456; 10457 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 1059302; 1059329; 1059314 Г осреестр № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01051704 Г осреестр № 27524-04 |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Трубеж-Переславль (ВЛ 110 кВ Невская) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10458; 10459; 10460 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1059341; 1059340; 1059312 Г осреестр № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109058003 Г осреестр № 27524-04 |
|
7 |
ВЛ 110 кВ Трубеж-Кинопленка №1 (ВЛ 110 кВ Пленочная-1) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10473; 10474; 10475 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1059302; 1059329; 1059314 Г осреестр № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0112066227 Г осреестр № 27524-04 |
|
8 |
ВЛ 110 кВ Трубеж-Кинопленка №2 (ВЛ 110 кВ Пленочная-2) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10476; 10477; 10478 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1059341; 1059340; 1059312 Г осреестр № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0112065173 Г осреестр № 27524-04 |
|
9 |
ОВ 110 кВ |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 10464; 10465; 10466 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1059302; 1059329; 1059314 Г осреестр № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01052402 Г осреестр № 27524-04 |
|
10 |
ячейка Ф.2 «РП-4 ОАО «Компания Славич» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1927; 2004 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2703 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108070214 Г осреестр № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
11 |
ячейка Ф.5 «ООО «Кенгуру» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 14382; 14527 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 11394 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0108052127 Г осреестр № 27524-04 |
|
12 |
ячейка Ф.10 «РП-3 ОАО «Компания Славич» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 20344; 20366 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2703 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0802110519 Г осреестр № 27524-04 |
|
13 |
ячейка Ф.14 «ООО «Кенгуру» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 14514; 14530 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2703 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109058001 Г осреестр № 27524-04 |
|
14 |
ячейка Ф.15 «РП-3 ОАО «Компания Славич» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 2274; 1170 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 11394 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109057075 Г осреестр № 27524-04 |
|
15 |
ячейка Ф.51 «РП-12 ОАО «Компания Славич» |
ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 1433; 1471 Г осреестр № 2363-68 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 11516 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0108053003 Г осреестр № 27524-04 |
|
16 |
ячейка Ф.52 ООО ПО «Конструктор-Славич» |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 1132; 1145 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7656 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0105081825 Г осреестр № 27524-04 |
|
17 |
ячейка Ф.53 «РП-9 ОАО «Компания Славич» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 14434; 14538 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 11516 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109058194 Г осреестр № 27524-04 |
|
18 |
ячейка Ф.58 ОАО «Водоканал» |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 1078; 1100 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7656 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109054071 Г осреестр № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
19 |
ячейка Ф.59 ЗАО «Нордения Славника» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 14555; 14467 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 11516 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0807110293 Г осреестр № 27524-04 |
|
20 |
ячейка Ф.62 «РП-9 ОАО «Компания Славич» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 14617; 14568 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7656 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109057116 Г осреестр № 27524-04 |
|
21 |
ячейка Ф.63 ОАО «Водоканал» |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 1214; 1117 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 11516 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0108052086 Г осреестр № 27524-04 |
|
22 |
ячейка Ф.64 «РП-12 ОАО «Компания Славич» |
ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 1439; 1412 Г осреестр № 2363-68 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7656 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0807110352 Г осреестр № 27524-04 |
|
23 |
ячейка Ф.65 «РП-2 ОАО «Компания Славич» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 1169; 1173 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 11516 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109057103 Г осреестр № 27524-04 |
|
24 |
ячейка Ф.66 «РП-2 ОАО «Компания Славич» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Зав. № 18967; 17636 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7656 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0108052150 Г осреестр № 27524-04 |
|
25 |
ячейка Ф.7 «РП-4 ОАО «Компания Славич» |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 17010; 30275 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 11394 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109056186 Г осреестр № 27524-04 |
|
26 |
ячейка Ф.0,4 кВ «Г араж» |
ТШП-0,66 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 47156; 47276; 47192 Г осреестр № 15173-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108072214 Г осреестр № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
27 |
ячейка ф.3 РП «Краф» (ЯрЭСК) |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 17111; 18545 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 11394 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109058133 Г осреестр № 27524-04 |
|
28 |
ячейка ф.6 РП «Краф» (ЯрЭСК) |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 17117; 17126 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2703 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0109056189 Г осреестр № 27524-04 |
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 - 6, 9 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,7 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,9 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
7, 8 (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 | |
|
10, 12, 16, 19, 22 (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 | |
|
11, 13 - 15, 17, 18, 20, 21, 23 - 25, 27, 28 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,6 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
26 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S) |
1,0 |
±1,1 |
±0,7 |
±0,7 |
±0,7 |
|
0,9 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,7 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
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 - 6, 9 (Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±10,6 |
±3,9 |
±2,7 |
±2,5 |
|
0,8 |
±8,1 |
±3,2 |
±2,3 |
±2,2 | |
|
0,7 |
±7,1 |
±2,9 |
±2,2 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±6,1 |
±2,7 |
±2,1 |
±2,0 | |
|
7, 8 (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 | |
|
10, 12, 16, 19, 22 (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 | |
|
11, 13 - 15, 17, 18, 20, 21, 23 - 25, 27, 28 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
±7,2 |
±4,0 |
±3,1 |
|
0,8 |
- |
±5,2 |
±3,1 |
±2,6 | |
|
0,7 |
- |
±4,3 |
±2,7 |
±2,3 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±2,3 |
±2,1 | |
|
26 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S) |
0,9 |
±5,6 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,2 |
|
0,8 |
±4,2 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±1,5 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±3,2 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а
погрешность измерений 51(2)%P и Si(2>%q для cos9<1,0 нормируется от I2%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^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; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 •IhI до 1,2-Ih1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8^Uh2 до 1,15^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^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. 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 СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков 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.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 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 |
27 |
|
2 Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
26 |
|
3 Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
4 |
|
4 Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
6 |
|
5 Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
3 |
|
6 Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
6 |
|
7 Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 |
|
8 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
28 |
|
9 Методика поверки |
РТ-МП-2502-500-2015 |
1 |
|
10 Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.058.03.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2502-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Трубеж». 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 счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Трубеж». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/148-2015 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
