Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Юрга"
| Номер в ГРСИ РФ: | 64371-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Юрга» (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 | 64371-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Юрга" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1680 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 64371-16: Описание типа СИ | Скачать | 124.5 КБ | |
| 64371-16: Методика поверки РТ-МП-3226-500-2016 | Скачать | 996.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Юрга» (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 500 кВ «Юрга» ПАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую 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), 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 (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, 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 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.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) 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 (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 ±2 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 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 и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
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 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Юрга -Абразивная I цепь |
VIS WI кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 1204070 02; 1204070 03; 1204070 01 Г осреестр № 37750-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 1892; 1896; 1900 Г осреестр № 24218-08 |
A1802RAL- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01240908 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
2 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Юрга -Абразивная II цепь |
VIS WI кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 Зав. № 1204070 04; 1204070 06; 1204070 05 Г осреестр № 37750-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. № 1904; 1936; 1879 Г осреестр № 24218-08 |
A1802RAL- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01240906 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 |
ТФЗМ 110Б-Ш кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Зав . №2 8395; 8300; 8403 Г осреестр № 26421-04 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1892; 1896; 1900 Г осреестр № 24218-08 |
A1802RAL- P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01244215 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
4 |
ПС 500/110/10 кВ "Юрга", ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Моховая - Юрга с отпайкой на ПС Таскаево, I цепь (В-7) |
ТФНД-110МП кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 6665; 6646; 6886 Г осреестр № 60194-15 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1892; 1896; 1900 Г осреестр № 24218-08 |
А1802RAL- Р4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01244218 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
5 |
ПС 500/110/10 кВ "Юрга", ОРУ-110 кВ,ВЛ 110 кВ Юрга - Болотная с отпайкой на ПС Таскаево, II цепь (В-8 Юрга - Болотная) |
ТФЗМ 110Б-Ш кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 7323; 4223; 6907 Г осреестр № 26421-04 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1904; 1936; 1879 Г осреестр № 24218-08 |
А1802RAL- Р4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01244206 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
6 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, В-110 кВ, АТ-1-250 |
ТФНД-110МП кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Зав. № 6914; 6915; 6888 Г осреестр № 60194-15 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1892; 1896; 1900 Г осреестр № 24218-08 |
А1802RAL- Р4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01244213 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
7 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, В-110 кВ, АТ-2-250 |
ТФЗМ 110Б-Ш кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Зав. № 1084; 1103; 1101 Г осреестр № 26421-04 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1904; 1936; 1879 Г осреестр № 24218-08 |
А1802RAL- Р4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01244209 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
8 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, 1СШ-110, ВЛ 110 кВ Юрга -Проскоковская - 1 |
ТФЗМ 110Б-Ш кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 8713; 8730; 8733 Г осреестр № 26421-04 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1892; 1896; 1900 Г осреестр № 24218-08 |
ЕА02КАЬ-Р4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090627 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, 2СШ-110, ВЛ 110 кВ Юрга -Проскоковская - 2 |
ТФЗМ 110Б-Ш кл.т 0,5 Ктт = 1000/1 Зав. № 8387; 8397; 8394 Г осреестр № 26421-04 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1904; 1936; 1879 Г осреестр № 24218-08 |
ЕА02КАЬ-Р4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090617 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
10 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, 1СШ-110,ВЛ 110 кВ Юргинская - Юрга I цепь с отпайкой на ПС Западная |
ТГФМ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. № 5864; 5865; 5866 Г осреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1892; 1896; 1900 Г осреестр № 24218-08 |
ЕА02КАЬ-Р4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090619 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
11 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, 2СШ-110, ВЛ 110 кВ Юргинская -Юрга II цепь с отпайкой на ПС Западная |
ТГФМ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. № 6694; 6695; 6696 Г осреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1904; 1936; 1879 Г осреестр № 24218-08 |
ЕА02КАЬ-Р4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090613 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
12 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, 1СШ-110,ВЛ 110 кВ Технониколь - Юрга с отпайкой на ПС Комплексная |
ТГФМ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. № 6688; 6689; 6690 Г осреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1892; 1896; 1900 Г осреестр № 24218-08 |
ЕА02КАЬ-Р4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090621 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
13 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, 2СШ-110, ВЛ 110 кВ Юрга-2 - Юрга |
ТГФМ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. № 6691; 6692; 6693 Г осреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1904; 1936; 1879 Г осреестр № 24218-08 |
ЕА02КАЬ-Р4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090622 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
14 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, 2СШ-110, ВЛ 110 кВ Разъезд-31 -Юрга-500 |
ТГФМ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 500/1 Зав. № 5861; 5862; 5863 Г осреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1904; 1936; 1879 Г осреестр № 24218-08 |
ЕА02КАЬ-Р4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090615 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
ПС 500/110/10 кВ Юрга, ОРУ-110 кВ, 1СШ-110, ВЛ 110 кВ Разъезд-54 -Юрга-500 |
ТГФМ-110 II* кл.т 0,5S Ктт = 500/1 Зав. № 6673; 6674; 6675 Г осреестр № 36672-08 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 1892; 1896; 1900 Г осреестр № 24218-08 |
ЕА02КАЬ-Р4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01090623 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 000621 Г осреестр № 37288-08 |
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, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
3 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
8, 9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,3 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
10 - 15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±2,5 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±3,1 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±4,7 |
±2,8 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
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 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,9 |
±2,7 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 |
|
0,8 |
±2,3 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±1,9 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
3 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,5 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±2,6 |
±2,1 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,2 |
±1,9 | |
|
0,5 |
- |
±2,9 |
±1,9 |
±1,6 | |
|
8, 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,9 |
- |
±6,4 |
±3,3 |
±2,3 |
|
0,8 |
- |
±4,4 |
±2,4 |
±1,7 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,5 |
±1,2 | |
|
10 - 15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,9 |
±6,2 |
±3,6 |
±2,4 |
±2,3 |
|
0,8 |
±4,4 |
±2,6 |
±1,8 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,2 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,5 |
±2,8 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,2 | |
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 cos9<1,0 нормируется от I2%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
4 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;
- 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; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50+0,15) Гц.
5 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 ^Ih2 до 2Чи2;
- частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
7 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 ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 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 от несанкционированного доступа 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:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - 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 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 |
|
Трансформатор тока |
VIS WI |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-Ш |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110МП |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТГФМ-110 II* |
18 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
7 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EA02RAL-P4B-4 |
8 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-3226-500-2016 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.027.02.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3226-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Юрга». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 31.03.2016 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
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 счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.
- для УСПД RTU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 500 кВ «Юрга». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений RA.RU.311298/059-2016 от 24.03.2016 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
