Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ "Узловая"
| Номер в ГРСИ РФ: | 63671-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Узловая» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 63671-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ "Узловая" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
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
| 63671-16: Описание типа СИ | Скачать | 124.7 КБ | |
| 63671-16: Методика поверки 18-18/007 МП | Скачать | 924.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Узловая» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляют собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте в ПАК ОАО «АТС» и смежным организациям-участникам розничного рынка электрической энергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ.
1-ый уровень системы включает в себя информационно-измерительные комплексы (ИИК), состоящие из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности (КТ ) 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 и 1,0 по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) КТ = 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа A1802RAL-P4GB-DW-4, КТ = 0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и КТ = 0,5 для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.
2-ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), состоящий из устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325T (№ ГР 44626-10), предназначенного для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электропотреблении и мощности с электросчетчиков, а также передачи накопленных данных по каналам связи на сервер АИИС КУЭ в ЦСОД МЭС Сибири. УСПД выполняет периодический опрос (30 минут) данных со счетчиков электроэнергии.
3-ий уровень системы - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК) состоит из серверов центра сбора и обработки информации (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Москва) и МЭС Сибири - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Красноярск). На серверах ЦСОД
функционирует специализированное программное обеспечение (СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». На АРМ оператора ПС установлено прикладное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются по периоду основной частоты сигналов. Реактивная мощность вычисляется по средним за период основной частоты значениям полной и активной мощности.
УСПД по каналам связи считывает измеренные значения в цифровом виде со счетчиков электрической энергии и осуществляет их перевод в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Далее измеренные величины от УСПД передаются на уровень ИВК, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Коммуникационное оборудование и аппаратура связи АИИС КУЭ позволяют осуществлять санкционированный доступ и считывание результатов измерений и служебной информации со счетчиков электроэнергии через систему паролей.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени СОЕВ, которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК.
Программное обеспечение
Структура прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ:
- ПО «Метроскоп» осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электроэнергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии;
- ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на АРМ оператора ПС, осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и данных журналов событий;
- ПО «Конфигуратор RTU-325T» - программа, необходимая для подключения к УСПД RTU-325T счетчиков электроэнергии.
ПО АИИС КУЭ обеспечивает:
- поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);
- функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);
- формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;
- поддержку системы обеспечения единого времени;
- решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.
И дентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование программного обеспечения |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
|
Идентификационное наименование ПО |
DataServer.exe + DataServer_USPD.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование программного обеспечения |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Идентификационное наименование ПО |
Amrserver.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
1907cf524865a1d0c0042f5eeaf4f866 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Amrc.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
95e1a46241f32666dd83bab69af844c0 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Amra.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
1d217646a8b3669edaebb47ba5bc410b |
|
Идентификационное наименование ПО |
Cdbora2.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
a2f6e 17ef251d05b6db50ebfb3d2931 a |
|
Идентификационное наименование ПО |
Encryptdll.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
|
Идентификационное наименование ПО |
Alphamess.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.07.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) |
b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 высокий. Влияние ПО на метрологические характеристики измерения электрической энергии отсутствует.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень и состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.
Метрологические характеристики ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Технические характеристики АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
Счетчик электроэнергии |
Трансформатор тока (ТТ) |
Трансформатор напряжения (ТН) |
УСПД | |||
|
5 |
В 1АТ/110 |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВ-110/50, 3 ед.; Кт = 0,5; KI = 1500/5; № ГР 3190-72 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100^3 № ГР 40089-08 |
RTU-325T № ГР 44626-10 |
Активная и реактивная электроэнергия |
|
6 |
В 2АТ/110 |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВ-110/50, 3 ед.; Кт = 0,5; KI = 1500/5; № ГР 3190-72 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100^3 № ГР 40089-08 | ||
|
7 |
ВЛ 110 кВ Железногорская ТЭЦ - Узловая I цепь (С-293) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВГ-110, 3 ед.; Кт = 0,5S; KI = 600/5; № ГР 22440-07 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100^3 № ГР 40089-08 | ||
|
8 |
ВЛ 110 кВ Железногорская ТЭЦ - Узловая II цепь (С-294) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВГ-110, 3 ед.; Кт = 0,5S; KI = 600/5; № ГР 22440-02 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ku=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
9 |
ВЛ 110 кВ Узловая - Автоград I цепь (С-283) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; KI = 1000/5; № ГР 3189-72 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ku=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
10 |
ВЛ 110 кВ Узловая - Автоград II цепь (С-284) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; KI = 1000/5; № ГР 3189-72 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ku=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
11 |
ВЛ 110 кВ Узловая - КТПБ Красноярской ТЭЦ-4 I цепь с отпайками (С-287) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; Ki = 500/5; № ГР 3189-72 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ku=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
12 |
ВЛ 110 кВ Узловая - КТПБ Красноярской ТЭЦ-4 II цепь с отпайками (С-288) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; Ki = 500/5; № ГР 3189-72 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ku=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
13 |
ВЛ 110 кВ Узловая - ГПП-4 I цепь (С-285) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; Ki = 500/5; № ГР 3189-72 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ku=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
14 |
ВЛ 110 кВ Узловая - ГПП-4 II цепь (С-286) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВ 110-1, 3 ед.; Кт = 1; Ki = 500/5; № ГР 3189-72 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ku=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
15 |
ВЛ 110 кВ Узловая - НПС Вознесенская I цепь (С-291) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
SB 0,8 ; 3 ед.; Кт=0,2; KI = 150/5; №ГР 20951-01 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ku=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
Счетчик электроэнергии |
Трансформатор тока (ТТ) |
Трансформатор напряжения (ТН) |
УСПД | |||
|
16 |
ВЛ 110 кВ Узловая - НПС Вознесенская II цепь (С-292) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
SB 0,8 ; 3 ед.; Kt=0,2; KI = 150/5; №ГР 20951-01 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ku=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 |
RTU-325T № ГР 44626-10 |
Активная и реактивная электроэнергия |
|
17 |
ВЛ 110 кВ Узловая - Шумково 30 I цепь с отпайками (С-289) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВ 110-II, 3 ед.; Кт = 0,5; Ki = 1000/5; № ГР 3189-72 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
18 |
ВЛ 110 кВ Узловая - Город I цепь |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
SB 0,8 ; 3 ед.; Kt=0,2S; KI = 400/5; №ГР 20951-01 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
19 |
ВЛ 110 кВ Узловая - Город II цепь |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
SB 0,8 ; 3 ед.; Kt=0,2S; KI = 400/5; №ГР 20951-01 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
20 |
ВЛ 110 кВ Узловая - Шумко-во-0 II цепь с отпайками (С-290) |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТВ 110-II, 3 ед.; Кт = 0,5; KI = 1000/5; № ГР 3189-72 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
|
37 |
ЗРУ-10 кВ яч. 9 Весна |
A1802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., Kt=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 |
ТОЛ-10-I, 3 ед.; Кт = 0,5S; KI = 80/5; № ГР 15128-07 |
VPU-123 УХЛ 1, 3 ед., Кт = 0,5; ^=110000:^3/100:^3 № ГР 40089-08 | ||
Таблица 3 - Пределы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии для
рабочих условий измерений с использованием АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Значение Gos ф |
51(2) %р, % WPI2%—WP<W PI5% |
55 %р, % WPI5% <W p<WPI20% |
520 %р, % W PI20%—WP<W PI100% |
5ioo %р, % WPI100%<W P<WPI120% |
|
15, 16 |
1,0 |
±1,26 |
±0,95 |
- |
±0,9 |
|
0,866 |
±1,48 |
±1,2 |
- |
±1,05 | |
|
0,8 |
±1,58 |
±1,26 |
- |
±1,1 | |
|
0,5 |
±2,39 |
±1,77 |
- |
±1,57 | |
|
18, 19 |
1,0 |
±1,26 |
±0,95 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,866 |
±1,48 |
±1,2 |
±1,05 |
±1,14 | |
|
0,8 |
±1,58 |
±1,26 |
±1,1 |
±1,19 | |
|
0,5 |
±2,39 |
±1,77 |
±1,57 |
±1,63 | |
|
5, 6, 17, 20 |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
- |
±1,03 |
|
0,866 |
±2,58 |
±1,61 |
- |
±1,27 | |
|
0,8 |
±2,94 |
±1,77 |
- |
±1,39 | |
|
0,5 |
±5,45 |
±3,03 |
- |
±2,27 | |
|
7, 8, 37 |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,03 |
±1,03 |
|
0,866 |
±2,58 |
±1,61 |
±1,27 |
±1,35 | |
|
0,8 |
±2,94 |
±1,77 |
±1,39 |
±1,46 | |
|
0,5 |
±5,45 |
±3,03 |
±2,27 |
±2,31 |
|
№ ИК |
Значение GOS ф |
51(2) %р, % WPI2%<Wp<W PI5% |
§5 %Р, % WPI5%—W P<WPI20% |
§20 %P, % W PI20%—WP<W PI100% |
§100 %P, % WPI100%—W P<WPI120% |
|
9, 10, 11, 12, 13, 14 |
1,0 |
±3,43 |
±1,87 |
- |
±1,4 |
|
0,866 |
±4,81 |
±2,58 |
- |
±1,86 | |
|
0,8 |
±5,54 |
±2,94 |
- |
±2,09 | |
|
0,5 |
±6,41 |
±5,45 |
- |
±3,78 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии для рабочих условий измерений с использованием АИИС КУЭ
|
№ ИК |
sin ф Zoos ф |
52%Q, % W QI2%—W Q<W QI5% |
55 %q, % W QI5%—W Q<W QI20% |
520 %Q % W QI20%—W Q<W QI100% |
5ioo %q, % W qioo%—W Q<W QI120% |
|
15, 16 |
0,5/0,866 |
±2,09 |
±1,9 |
- |
±1,64 |
|
0,6/0,8 |
±2,16 |
±1,93 |
- |
±1,67 | |
|
0,866/0,5 |
±2,81 |
±2,3 |
- |
±2,01 | |
|
18, 19 |
0,5/0,866 |
±2,09 |
±1,9 |
±1,64 |
±1,64 |
|
0,6/0,8 |
±2,16 |
±1,93 |
±1,67 |
±1,67 | |
|
0,866/0,5 |
±2,81 |
±2,3 |
±2,01 |
±2,01 | |
|
5, 6, 17, 20 |
0,5/0,866 |
±2,97 |
±2,18 |
- |
±1,87 |
|
0,6/0,8 |
±3,29 |
±2,3 |
- |
±1,9 | |
|
0,866/0,5 |
±5,65 |
±3,36 |
- |
±5,65 | |
|
7, 8, 37 |
0,5/0,866 |
±2,97 |
±2,18 |
±1,99 |
±1,79 |
|
0,6/0,8 |
±3,29 |
±2,3 |
±2,07 |
±1,87 | |
|
0,866/0,5 |
±5,65 |
±3,36 |
±2,74 |
±2,59 | |
|
9, 10, 11, 12, 13, 14 |
0,5/0,866 |
±5,03 |
±2,97 |
- |
±2,24 |
|
0,6/0,8 |
±5,74 |
±3,29 |
- |
±2,44 | |
|
0,866/0,5 |
±6,16 |
±5,65 |
- |
±3,99 |
где 6 [%] - доверительная граница допускаемой относительной погрешности измерений при
значении тока в сети, равном 2% (62%p,62%q), 5% (65%p,65%q) и 20% (620%p,620%q) относительно 1ном;
W^ - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за часовой интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WPI2%, WQI2%), 5% (WPI5%, WQI5%), 20% (WPI20%, WQI20%) и 120% (WPI120%, WQI120%).
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения приращения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности за 30 минут.
2 Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния ПО.
3 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С
от минус 45 до +40
от минус 40 до +65
от 1мин до 120
от 85 до 110
0,5инд - 1 - 0,8 емк.
от 47,5 до 52,5
- температура окружающего воздуха для счетчиков , °С
- сила тока, % от номинального (1ном)
- напряжение, % от номинального (ином)
- коэффициент мощности ^os ф)
- частота питающей сети, Гц
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками того же класса точности, типы которых утверждены. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6 Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии Альфа A1802RALQ-P4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 час;
- УСПД RTU-325T - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 час;
- ТТ и ТН - среднее время наработки на отказ не менее Т = 300 000 час.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- Альфа A18O2RALQ-P4GB-DW-4 - среднее время восстановления не более te = 168 час;
- СОЕВ - среднее время восстановления не более te = 168 час;
- УСПД RTU-325T - среднее время восстановления не более te = 1 час;
- ТТ и ТН среднее время восстановления не более te = 168 час.
7 Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммные соединения вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
8 Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
9 Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- на сервере (функция автоматизирована).
10 Глубина хранения информации:
- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Узловая»
|
№ п/п |
Наименование |
Обозначение |
Кол-во |
|
1 |
Трансформатор тока |
ТВ-110/50 |
6 |
|
2 |
Трансформатор тока |
ТВГ-110 |
6 |
|
3 |
Трансформатор тока |
ТВ 110-1 |
18 |
|
4 |
Трансформатор тока |
SB 0,8 |
12 |
|
5 |
Трансформатор тока |
ТВ-110-II |
6 |
|
6 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
3 |
|
7 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
1 |
|
8 |
Трансформатор напряжения |
VPU-123 УХЛ 1 |
6 |
|
9 |
Счетчик учета электрической энергии |
Альфа 1802RAL-P4GB-DW- 4 |
17 |
|
10 |
УСПД |
RTU-325T |
1 |
|
11 |
УССВ |
УСВ-2.01 |
1 |
|
12 |
Программное обеспечение |
СПО «Метроскоп» |
1 |
|
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 | ||
|
13 |
Паспорт-формуляр |
2200273.ЭСС.001.2013.ФО |
1 |
|
14 |
Массив входных данных |
2200273.ЭСС.001.2013.В6 |
1 |
|
15 |
Состав выходных данных |
2200273.ЭСС.001.2013.В8 |
1 |
|
16 |
Технологическая инструкция |
2200273.ЭСС.001.2013.И2 |
1 |
|
17 |
Руководство пользователя |
2200273.ЭСС.001.2013.И3 |
1 |
|
18 |
Инструкция по формированию и ведению базы данных |
2200273.ЭСС.001.2013.И4 |
1 |
|
19 |
Методика поверки |
18-18/007 МП |
1 |
Поверка
осуществляется по документу 18-18/007 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Узловая». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Красноярский ЦСМ» 07.08.2015 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе «7 Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ «Тест-С.-Петербург» в декабре 2004 г.;
- переносной компьютер с ПО «MeterCat Альфа А1800», «Конфигуратор RTU-325T» и «АльфаЦЕНТР» AC_PE.
Сведения о методах измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно - измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Узловая». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 18.01.00291.010-2015 от 17.03.2015 г.
Нормативные документы
1) ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2) ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3) ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4) ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
5) ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
6) ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии».
Смотрите также
