Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Дивногорская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62642-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 62642-15: Описание типа СИ | Скачать | 130.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Дивногорская» (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 | 62642-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Дивногорская" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1181 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 62642-15: Описание типа СИ | Скачать | 130.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Дивногорская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по линиям связи.
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала(основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC (SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 1181. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп)» (СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при 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 СПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
|
Другие идентификационные данные |
DataServer.exe, DataServer USPD.exe |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерений исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав ИКАИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
TH |
Счетчик |
УСПД/ УССВ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС -Дивногорская I цепь (д-1) |
ТВ-220/25 кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Per. №3191-72 |
НКФ-220-58 кл.т0,5 Ктн = 220000л/3/100л/3 Per. № 73515-18 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 |
RTU-325T Per. №44626-10/ СТВ-01 Per. №49933-12 |
активная реактивная |
|
2 |
ВЛ 220 кВ Красноярская ГЭС -Дивногорская II цепь (Д-2) |
ТВС-220-40 кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Per. №3196-72 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = 220000л/3/100л/3 Per. № 73515-18 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Дивногорская -Гидростроитель I цепь с отпайками (С-273) |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 600/1 Per. № 75879-19 |
НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = 1 ЮОООх/З/ЮОх/З Per. № 78712-20 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Дивногорская -Гидростроитель II цепь с отпайками (С-274) |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 600/1 Per. № 75879-19 |
НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = 110000л/3/100л/3 Per. № 78712-20 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
5 |
В 1АТ 1 сек. 10 кВ |
ТПШЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Per. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
RTU-325T Per. №44626-10/ |
активная реактивная |
|
6 |
В 1АТ 3 сек. 10 кВ |
ТПШЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Per. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
CTB-01 |
активная реактивная |
|
7 |
В 2АТ 2 сек. 10 кВ |
ТПШЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Per. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
Per. №49933-12 |
активная реактивная |
|
8 |
В 2АТ 4 сек. 10 кВ |
ТПШЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Per. № 1423-60 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
9 |
В ITCH 10 кВ |
ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Per. № 2363-68 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
RTURTU-325T Per. №44626-10/ CTB-01 Per. №49933-12 |
активная реактивная |
|
10 |
В 2ТСН 10 кВ |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
активная реактивная | |
|
И |
ф. 100-1 |
ТОЛ-СЭЩ-Ю кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Per. № 51623-12 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
активная реактивная | |
|
12 |
ф. 100-10 |
тпол-ю кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
активная реактивная | |
|
13 |
ф. 100-11 |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт= 150/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
14 |
ф. 100-2 |
тпол-ю кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
активная реактивная | |
|
15 |
ф. 100-3 |
ТПОЛ-Ю кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
активная реактивная | |
|
16 |
ф. 100-4 |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт= 100/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
RTU-325T Per. №44626-10/ |
активная реактивная |
|
17 |
ф. 100-5 |
ТПОЛ-Ю кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
CTB-01 Per. №49933-12 |
активная реактивная |
|
18 |
ф. 100-6 |
ТОЛ-10 УТ2 кл.т 0,5 Ктт= 100/5 Per. № 6009-77 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
активная реактивная | |
|
19 |
ф. 100-7 |
ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт= 100/5 Per. № 2363-68 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,5S/l,0 Per. № 31857-06 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
20 |
ф. 100-8 |
ТОЛ-СЭЩ-Ю кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Per. № 51623-12 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
RTU-325T Per. №44626-10/ CTB-01 Per. №49933-12 |
активная реактивная |
|
21 |
ф.100-9 |
ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт= 100/5 Per. № 2363-68 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
активная реактивная | |
|
22 |
ОВ-220 |
ТВ-220/25 кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Per. № 68628-17 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = 220000л/3/100л/3 Per. № 73515-18 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 |
активная реактивная | |
|
23 |
яч. №9 Шинопровод II |
ТШЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 2000/5 Per. № 69607-17 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа Al800 кл.т 0,2S/0,5 Per. № 31857-11 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
24 |
яч. №17 Шинопровод IV |
ТШЛ-НТЗ-10 кл.т 0,5S Ктт = 2000/5 Per. № |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т 0,28/0,5 Per. № 31857-11 |
RTU-325T Per. №44626-10/ СТВ-01 Per. №49933-12 |
активная реактивная |
|
25 |
яч. №27 КЛ 10 кВ Электрокотельная-1 |
ТОЛ-СЭЩ-Ю кл.т 0,5S Ктт = 2000/5 Per. № 51623-12 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т 0,28/0,5 Per. №31857-20 |
активная реактивная | |
|
26 |
яч. №30 КЛ 10 кВ Электрокотельная-2 |
ТОЛ-СЭЩ-Ю кл.т 0,5S Ктт = 2000/5 Per. № 51623-12 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т 0,28/0,5 Per. №31857-20 |
активная реактивная | |
|
29 |
ф. 100-12 |
ТОЛ-СЭЩ-Ю кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Per. № 32139-06 |
НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Per. № 831-69 |
Альфа А1800 кл.т 0,5 8/1,0 Per. № 31857-06 |
активная реактивная |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||||
|
1 - 10, 1218, 21,22 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1 |
_ |
_ |
_ |
_ |
_ |
_ | ||
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
1,8 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,9 |
5,5 | |||
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
1,1 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,7 |
3,0 | |||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |||
|
11, 20, 2326 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1 |
1,8 |
2,5 |
4,8 |
1,9 |
2,6 |
4,8 | ||
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
1,1 |
1,6 |
3,0 |
1,2 |
1,7 |
3,0 | |||
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |||
|
19 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1 |
_ |
_ |
_ |
_ |
_ |
_ | ||
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
1,8 |
2,9 |
5,5 |
2,2 |
3,2 |
5,7 | |||
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,7 |
2,1 |
3,3 | |||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
1,3 |
2,3 |
1,6 |
1,8 |
2,6 | |||
|
29 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1 |
2,1 |
2,7 |
4,9 |
2,4 |
3,0 |
5,1 | ||
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
1,2 |
1,7 |
3,1 |
1,7 |
2,1 |
3,4 | |||
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
1,0 |
1,3 |
2,3 |
1,6 |
1,8 |
2,6 | |||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
1,3 |
2,3 |
1,6 |
1,8 |
2,6 | |||
|
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||||
|
1 - 10, 1218, 21,22 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1 |
_ |
_ |
_ |
_ | ||||
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
4,4 |
2,6 |
4,5 |
2,7 | |||||
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
2,4 |
1,5 |
2,5 |
1,6 | |||||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,8 |
1,2 |
1,9 |
1,4 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11, 20, 2326 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1 |
4,0 |
2,4 |
4,2 |
2,7 |
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
2,5 |
1,5 |
2,9 |
2,0 | |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
1,9 |
1,2 |
2,3 |
1,7 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,2 |
2,3 |
1,7 | |
|
19 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч1,0) |
0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1 |
_ |
_ |
_ |
_ |
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
4,7 |
2,9 |
5,2 |
3,5 | |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
2,6 |
1,8 |
3,0 |
2,3 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
2,5 |
2,0 | |
|
29 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1 |
4,9 |
3,2 |
6,1 |
4,4 |
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
2,9 |
2,1 |
3,7 |
2,8 | |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
2,1 |
1,6 |
2,6 |
2,1 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
2,5 |
2,0 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с |
5 | ||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 30°С. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,8 |
|
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 31819.23-2012, ТУ 4228-011-29056091-11 |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
От 0,5 инд дО 0,8 емк |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ, ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
|
- для УСПД |
от 0 до +50 |
|
- для СТВ-01 |
от -30 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
|
ИВК: - коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации счетчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сутки, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за | |
|
месяц, сут, не менее |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и 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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-220/25 |
6шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВС-220-40 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110/15 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
12 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
15 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
8 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 УТ2 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-НТЗ-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
6 шт. |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Альфа А1800 |
27 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325T |
1 шт. |
|
У стройство синхронизации системного времени на уровне ИВК |
СТВ-1 |
1 шт. |
|
Формуляр |
2030-022-АКУ.ФО |
1 экз. |
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 «Дивногорская», аттестованной ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
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
