Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Дальняя"
| Номер в ГРСИ РФ: | 64365-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Дальняя» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активнойи реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64365-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Дальняя" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1649 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 64365-16: Описание типа СИ | Скачать | 125.3 КБ | |
| 64365-16: Методика поверки | Скачать | 532.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Дальняя» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активнойи реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту -Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД), систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту -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 (далеепо тексту - ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (далее по тексту АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данныхи специальное программное обеспечение (далее - СПО) «Метроскоп».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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.
Лист № 2
Всего листов 13
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).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (далее по тексту - 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 (далее по тексту - УССВ). Устройство синхронизации системного времени 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 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 ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ±5,0 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение 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 (АИИС КУЭ) ЕНЭС «Метроскоп» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4, нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, а так же метрологические и технические характеристики приведен в таблице 2,3,4.
Таблица 2 - Состав ИКАИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ПС 220 кВ «Дальняя» | ||||||
|
1 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ОРУ -110 кВ, 1 с.ш. 110 кВ, ВЛ 110 кВ Черноголовка - Дальняя 1 цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Черноголовка -Дальняя 1 с отпайками) |
ТВ 110-1 класс точности 3,0 Ктт=600/5 Зав. № 11849-А; 11849В; 11849-С Госреестр № 19720-00 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 20519; 20498; 20325 Госреестр № 14205-05 |
ZМD402СТ41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 93946784 Г осреестр № 22422-07 |
TK16L.31 зав. № 102 Г осреестр № 36643-07 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
2 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ОРУ -110 кВ, 2 с.ш. 110 кВ, ВЛ 110 кВ Черноголовка -Дальняя 2 цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Черноголовка - Дальняя 2 с отпайками) |
ТВ 110-1 класс точности 3,0 Ктт=600/5 Зав. № 11848-А; 11848В; 11848-С Госреестр № 19720-00 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/\3/100/\3 Зав. № 20541; 20529; 20544 Госреестр № 14205-05 |
ZМD402СТ41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 93947040 Г осреестр № 22422-07 |
TK16L.31 зав. № 102 Г осреестр № 36643-07 |
активная реактивная |
|
3 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ОРУ - 35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, КЛ 35 кВ Дальняя - Дивная 1 |
ТВДМ-35 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 6386-А; 6386-В; 6386-С Госреестр № 3642-73 |
ЗНОМ-35 класс точности 0,5 Ктн 35000/\3/100/\3 Зав. № 913846; 913844; 913820 Госреестр № 912-54 |
ZМD402СТ41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 93946299 Г осреестр № 22422-07 |
активная реактивная | |
|
4 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ОРУ - 35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, КЛ 35 кВ Дальняя - Дивная 2 |
ТВДМ-35 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 6698-А; 6698-В; 6698-С Госреестр № 3642-73 |
ЗНОМ-35 класс точности 0,5 Ктн=35000/\3/100/\3 Зав. № 794957; 795264; 784145 Госреестр № 912-54 |
ZМD402СТ41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 93947339 Г осреестр № 22422-07 |
активная реактивная | |
|
5 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ОРУ - 35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, КЛ 35 кВ Дальняя - Демино 1 |
ТВДМ-35 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 6387-А; 6387-В; 6387-С Госреестр № 3642-73 |
ЗНОМ-35 класс точности 0,5 Ктн=35000/\3/100/\3 Зав. № 913846; 913844; 913820 Госреестр № 912-54 |
ZМD402СТ41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 93947022 Г осреестр № 22422-07 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
6 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ОРУ - 35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, КЛ 35 кВ Дальняя - Демино 2 |
ТВДМ-35 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 6384-А; 6384-В; 6384-С Госреестр № 3642-73 |
ЗНОМ-35 класс точности 0,5 Ктн 35000/\3/100/\3 Зав. № 794957; 795264; 784145 Госреестр № 912-54 |
ZMD402GT41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 93947191 Г осреестр № 22422-07 |
ТК16В31 зав. № 102 Г осреестр № 36643-07 |
активная реактивная |
|
7 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, Фидер 6 кВ П - 22 |
ТВЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Зав. № 1613; 1648 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 1248 Госреестр № 380-49 |
ZMD402GT41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 93946464 Г осреестр № 22422-07 |
активная реактивная | |
|
8 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, Фидер 6 кВ П - 11 |
ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Зав. № 1397; 1568 Госреестр № 1856-63 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 9408 Госреестр № 20186-00 |
ZMD402GT41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 93947043 Г осреестр № 22422-07 |
активная реактивная | |
|
9 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ - 6 кВ, фидер № 13 |
ТВЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Зав. № 748; 221 Госреестр № 1856-63 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 9408 Госреестр № 20186-00 |
ZМD402GT41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 93946278 Г осреестр № 22422-07 |
активная реактивная | |
|
10 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ - 6 кВ, фидер № 23 |
ТВЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Зав. № 1546; 1540 Госреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 1248 Госреестр № 380-49 |
ZMD402CT41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 93946461 Г осреестр № 22422-07 |
активная реактивная | |
|
11 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, с.ш. 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ от КТП - 1 (Дом) |
ТК-20 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 178033; 177689; 175000 Госреестр № 1407-60 |
- |
ZМD405GT41.0467S2 Си-В4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 94206241 Г осреестр № 22422-07 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
12 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, с.ш. 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ от КТП - 2 (Котельная) |
ТС-0,5 класс точности 1,0 Ктт=400/5 Зав. № 70253; 70821; 80824 Госреестр № 996-55 |
- |
ZMD405CT41.0467S2 Си- В4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 94981188 Г осреестр № 22422-07 |
TK16L.31 зав. № 102 Г осреестр № 36643-07 |
активная реактивная |
|
13 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, с.ш. 0,4 кВ, КЛ - 0,4 кВ Част. Гаражи |
Т-0,66 У3 класс точности 0,5 Ктт=50/5 Зав. № 37617; 37628; 37551 Госреестр № 6891-85 |
- |
ZMD405CT41.0467S2 CU- В4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 94206331 Г осреестр № 22422-07 |
активная реактивная | |
|
14 |
ПС 220/110/35/6кВ Дальняя, ЗРУ - 6 кВ, 1сек. 6 кВ, ф. 14, яч.2 |
ТОЛ-10-I класс точности 0,2 S Ктт=400/5 Зав. № 5334; 5335; 5336 Госреестр № 15128-07 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 9408 Госреестр № 20186-00 |
ZMD402CT41.0467S2 CU- В4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 94979648 Г осреестр № 22422-07 |
активная реактивная |
Таблица 3- Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±3), % | ||||||
|
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 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1, 2 (ТТ 3,0; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
0,51н1 < Ii< 1н1 |
3,4 |
5,5 |
10,6 |
3,4 |
5,5 |
10,6 |
|
1н < I1 < 1,21н1 |
3,4 |
5,5 |
10,6 |
3,4 |
5,5 |
10,6 | |
|
3 - 10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
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 | |
|
1н < I1 < 1,21н |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
11; 13 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) |
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
1,7 |
2,8 |
5,4 |
2,1 |
3,1 |
5,5 |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
1,0 |
1,5 |
2,7 |
1,6 |
2,0 |
3,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,4 |
1,7 |
2,3 | |
|
12 (ТТ 1,0; Счетчик 0,5S) |
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
3,3 |
5,5 |
10,5 |
3,6 |
5,6 |
10,6 |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
2,1 |
3,1 |
5,5 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,2 |
1,9 |
3,6 |
1,7 |
2,3 |
3,8 | |
|
14 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
0,01(0,02)1н < I1< 0,051н1 |
1,1 |
1,3 |
2,1 |
1,3 |
1,5 |
2,2 |
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
0,8 |
1,0 |
1,7 |
1,0 |
1,2 |
1,8 | |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
0,7 |
0,9 |
1,4 |
0,9 |
1,1 |
1,6 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
0,9 |
1,4 |
0,9 |
1,1 |
1,6 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±3), % | ||||
|
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, 2 |
0,51н1 < I1< 1н1 |
8,4 |
4,8 |
8,5 |
4,9 |
|
(ТТ 3,0; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
1н < I1 < 1,21н |
8,4 |
4,8 |
8,5 |
4,9 |
|
3 - 10 |
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
4,4 |
2,7 |
4,6 |
3,0 |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
2,4 |
1,5 |
2,8 |
2,0 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,2 |
2,3 |
1,7 |
Продолжение таблицы 4
|
11; 13 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) |
0,051н < I1< 0,21н |
4,5 |
2,9 |
5,4 |
4,1 |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
2,4 |
1,6 |
3,9 |
3,4 | |
|
1н < I1 < 1,21н1 |
1,8 |
1,3 |
3,6 |
3,3 | |
|
12 (ТТ 1,0; Счетчик 1,0) |
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
8,5 |
5,0 |
9,0 |
5,8 |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
4,3 |
2,6 |
5,3 |
4,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
3,0 |
1,9 |
4,3 |
3,5 | |
|
14 (ТТ 0,2S; TH 0,5; Счетчик 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1 |
2,0 |
1,6 |
2,4 |
2,0 |
|
0,051н1 < I1< 0,21н1 |
1,7 |
1,4 |
2,2 |
1,9 | |
|
0,21н1 < I1< 1н1 |
1,3 |
1,0 |
1,9 |
1,6 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,3 |
1,0 |
1,9 |
1,6 |
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 cosc 1,0 нормируется от I2%;
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
3. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95;
5. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - (от 0,99 до 1,01) ин1;
- диапазон силы тока - (от 1,0 до 1,2) 1н1;
- коэффициента мощности cos9 (sm9) - 0,87(0,5);
- частота - (50+0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
Т емпература окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25 °С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
6. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (от 0,99 до 1,01) ин1; диапазон силы первичного тока -(от 0,05 до 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) - от 0,8 до 1,0(от 0,6 до 0,87); частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
- Для счетчикаэлектроэнергии ZMD:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения -(от 0,9до1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (от 1,0 до 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) - от 0,8 до 1,0(от 0,6 до 0,87); частота - (50+0,4) Гц;
температура окружающего воздуха - от минус 25 до плюс 70 °С.;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
Лист № 10
Всего листов 13 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;
- счетчик типа ZMD - среднее время наработки на отказ не менее 71000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД TK16L.31 - среднее время наработки на отказ не менее 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 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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до5 лет;
- ИВК - 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 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 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
|
Трансформатор тока ТВ 110-1 |
6 |
|
Трансформатор тока ТВДМ-35 |
12 |
|
Трансформаторы тока измерительные ТВЛ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока ТВЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока ТК-20 |
3 |
|
Трансформатор тока ТС-0,5 |
3 |
|
Трансформатор тока Т-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформатор тока ТОЛ-10-I |
3 |
|
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 |
6 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35 |
6 |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-6 |
1 |
|
Трансформатор напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные Landis & Gyr Dialog серии ZMD |
14 |
|
УСПД типа TK16L.31 |
1 |
|
Методика поверки |
1 |
|
Формуляр |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64365-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Дальняя». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков ZMD - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные Landis & Gyr Dialog серии ZMD и ZFD. Методика поверки»;
- для УСПД TK16L.31 - по документу «Устройство сбора и передачи данных TK16L для авто- матизации 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке»
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 «Дальняя». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений RA.RU.311298/028-2016 от 03.02.2016.
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
