Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Бачатская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62774-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 62774-15: Описание типа СИ | Скачать | 110.5 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Бачатская» (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 | 62774-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Бачатская" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1537 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 62774-15: Описание типа СИ | Скачать | 110.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Бачатская» (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 ПС 220 кВ «Бачатская» ПАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журналы 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 соответственно 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 минут.
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 Сибири 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) АО «АТС» и АО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения, 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). УССВ ИВК обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ ИВКЭ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ ИВКЭ на значение, превышающее ±1 с. УСПД автоматически выполняет контроль времени в часах счетчиков при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Предел допускаемой дополнительной 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.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного на ИВК, указаны в таблице 1.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.00 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.
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 220 кВ Беловская ГРЭС -Бачатская I цепь |
ТВ 220 I кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 3761-А; 3761-В; 3761-С Г осреестр № 3191-72 |
НКФ-220-58У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 30906; 30938; 30679 Госреестр № 14626-00 |
A18O2RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01273755 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
2 |
ВЛ 220 кВ Беловская ГРЭС -Бачатская II цепь |
ТВ 220 I кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 3620-А; 3620-В; 3620-С Г осреестр № 3191-72 |
НКФ-220-58У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 31288; 31248; 31244 Госреестр № 14626-00 |
A18O2RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01273782 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
3 |
ОВ-220 |
ТВ 220 I кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 3621-А; 3621-В; 3621-С Г осреестр № 3191-72 |
НКФ-220-58У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 31288; 31248; 31244 Госреестр № 14626-00 |
A18O2RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01273694 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 |
ПС 220/110/10 кВ Бачатская, ОРУ-110 кВ, 1 С-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бачатская -Шестаковская - 1 |
ТФЗМ-110Б-1У1, кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №35759, 36821 Г осреестр № 2793-71 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 10032; 10063; 10049 Госреестр 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01274166 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
5 |
ПС 220/110/10 кВ Бачатская, ОРУ-110 кВ, 2 С-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бачатская - Шестаковская - 2 |
ТФЗМ-110Б-1У1, кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №35780, 36833 Г осреестр № 2793-71 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 10020; 10027; 10021 Госреестр 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01273700 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
6 |
ПС 220/110/10 кВ Бачатская, ОРУ-110 кВ, 1 С-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бачатская - Ново-Бачатская - 1 |
ТФЗМ-110Б-1У1, кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №28408, 28237 Г осреестр № 2793-71 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 10032; 10063; 10049 Госреестр 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01274120 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
7 |
ПС 220/110/10 кВ Бачатская, ОРУ-110 кВ, 2 С-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бачатская - Ново-Бачатская - 2 |
ТФЗМ-110Б-1У1, кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №23237, 23236 Г осреестр № 2793-71 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 10020; 10027; 10021 Госреестр 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01274120 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
8 |
ПС 220/110/10 кВ Бачатская, ОРУ-110 кВ, 1 С-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бачатская - Т ехнологическая-1 |
ТФЗМ-110Б-1У1, кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №24435, 24387 Г осреестр № 2793-71 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 10032; 10063; 10049 Госреестр 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01273822 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
9 |
ПС 220/110/10 кВ Бачатская, ОРУ-110 кВ, 2 С-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бачатская - Т ехнологическая-2 |
ТФЗМ-110Б-1У1, кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №28336, 28410 Г осреестр № 2793-71 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 10020; 10027; 10021 Госреестр 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01273937 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 |
ПС 220/110/10 кВ Бачатская, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 |
ТВ 110-I, кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. №5049-А, 5049-В, 5049-С Г осреестр № 3189-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 10032; 10063; 10049 Госреестр 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01273381 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
11 |
ПС 220/110/10 кВ Бачатская, ОРУ-110 кВ, 1 С-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бачатская - Тиховская-2 I цепь |
ТВ-ЭК 110М1 УХЛ2, кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. №14-20756, 14-20755, 1420754 Г осреестр № 39966-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 10032; 10063; 10049 Госреестр 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01273349 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
|
12 |
ПС 220/110/10 кВ Бачатская, ОРУ-110 кВ, 2 С-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бачатская - Тиховская-2 II цепь |
ТВ-ЭК 110М1 УХЛ2, кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. №14-20753, 14-20751, 1420752 Г осреестр № 39966-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 10020; 10027; 10021 Госреестр 24218-13 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5, зав. № 01273328 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Зав. № 008470 Г осреестр №44626-10 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной
электрической энергии_________________________________________________________________
|
Номер ИК |
Коэфф. мощности (cos ф) |
Доверительные границы допускаемых относительных погрешностей ИК при вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ, % | |||
|
I2%—1изм<15% |
I5%—1изм<120% |
I20%—1изм<1100% |
I100%—1изм<1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 3 |
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 | |
|
4 - 10 |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,1 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,6 |
±1,3 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11, 12 |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 |
|
0,9 |
±1,3 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной
электрической энергии_________________________________________________________________
|
Номер ИК |
Коэфф. мощности (cos ф) |
Доверительные границы допускаемых относительных погрешностей ИК при вероятности 0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ, % | |||
|
I2%—1изм<15% |
I5%—1изм<120% |
I20%—1изм<1100% |
I100%—1изм<1120% | ||
|
1 - 3 |
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 | |
|
4 - 10 |
0,9 |
- |
±6,4 |
±3,7 |
±2,8 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±2,7 |
±2,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,3 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±3,0 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
11, 12 |
0,9 |
±2,5 |
±2,0 |
±2,1 |
±2,1 |
|
0,8 |
±2,3 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±2,2 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - 0,99^Uh до 1,01 •Uh;
- диапазон силы тока - от 0,01 •Ih до 1,2-Ih;
- температуры окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- частота - (50±0,15) Гц.
3 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 плюс 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 плюс 10 до плюс 30 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
5 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55000 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 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:
- в электросчетчиках - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- в ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- в 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
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол-во |
|
Трансформатор тока |
ТВ 220 I |
9 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
12 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ 110-I |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ-ЭК 110М1 УХЛ2 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58У1 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
12 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325T |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-2776-500-2015 |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
АУВП.411711.ФСК.027.11.ПС-ФО |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2776-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Бачатская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 27.10.2015 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 А1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018МП», утвержденному в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.4111152.018МП, утвержденному в 2012 г.
- для УСПД RTU-325T - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GPS, регистрационный номер 27008-04;
- 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 АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документах: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Бачатская», свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/219-2015 от 07 июля 2015 г, и «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Бачатская» в части каналов измерительных №11 и №12», свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 327-RA.RU.311735-2016 от «15» марта 2017 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
