Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО "ФСК ЕЭС" с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго"
| Номер в ГРСИ РФ: | 65905-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65905-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО "ФСК ЕЭС" с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1792 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 65905-16: Описание типа СИ | Скачать | 131.6 КБ | |
| 65905-16: Методика поверки МП 206.1-077-2016 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и 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 (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных Сикон С10, С70 (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ -ИК, ИВКЭ, ИВК, включает в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS приемника, 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 АИИС КУЭ ПАО "МРСК Сибири -"Алтайэнерго" не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер баз данных; модули «Оперативный сбор 2000» и «Автоматизированный сбор 2000», автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных, который входит в программное обеспечение сервера, и специальное программное обеспечение (СПО) ПК «Пирамида 2000» (ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго»), коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» ПАО «ФСК ЕЭС».
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.
Для ИК, использующих в своем составе ИВКЭ, цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор, накопление, умножение на коэффициенты трансформации, и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК ПАО "МРСК Сибири -"Алтайэнерго"
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).
Для ИК, не использующих в своем составе ИВКЭ, данные на уровень ИВК передаются от счетчиков через GSM модем по основному каналу, или по резервному (GSM-сеть другого оператора).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ПАО "МРСК Сибири -"Алтайэнерго" автоматически опрашивает (или по запросу пользователя) УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал GSM-связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи GSM другого оператора.
По окончании опроса измеренные значения активной (реактивной) энергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в виде электронных документов в формате XML (формат 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка), передает его в в ПАО «ФСК ЕЭС» - коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», АО «Алтайэнергосбыт». Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по точкам поставки подстанций ПС 110 кВ Кулундинская, ПС №15 Горняцкая, ПС 35 кВ Веселоярская (ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго») в сечении коммерческого учета производится с коммуникационного сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» в виде файла-отчета с результатами измерений, в формате Xml с использованием ЭЦП в программноаппаратный комплекс Коммерческого оператора оптового рынка электроэнергии и мощности (ПАК КО) 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). Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от УССВ на основе GPS приемника, подключенного к серверу с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Синхронизация и коррекция времени сервера ИВК осуществляется также от GPS приемника. Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по каналам GSM-сетей, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Погрешность системного времени не превышает ±5 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 программное обеспечение ПК «Пирамида 2000» (ПО ПК «Пирамида 2000»). ПК «Пирамида 2000» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Пирамида 2000».
Идентификационные данные ПК «Пирамида 2000», установленного в ИВК, указаны в таблицах 1, 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Наименование программного обеспечения |
Модуль «Доставка данных» (Delivery.exe ) |
Модуль «Синхронизация времени» (TimeSynchro .exe) |
Конфигуратор ИКМ (OperS50.exe) |
Пирамида 2000 - АРМ (P2kClient. exe) |
Оперативный сбор 2000 (Oper.exe) |
|
Идентификационное наименование ПО |
Программа отправки XML-отчетов |
Программа синхронизации времени серверу сбора |
Программа конфигуриров ания сервера сбора |
Программа формирова ния отчетов |
Программа оперативного сбора данных |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 1.0.0.0 |
Не ниже 1.0.0.0 |
Не ниже 2.0.0.0 |
Не ниже 0.9.0.0 |
Не ниже 1.4.9.27 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
04fcc1f93fb 0e701 ed68cdc4ff5 4e970 |
a07b45593fe1 aa42 5be8853c74c 29326 |
F46c7a9943da0 ebf1 3e450ddebcab3 40 |
f0655ce38fa c1527a 62a1b34402 303f5 |
a882a7539 732f 98fd7a0442 d92f 042e6 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
|
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 и 4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО 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 также метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 - 5.
Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ПС 110 кВ Кулундинская | ||||||
|
1 |
ПС 110 кВ Кулундинская 110/10 кВ, ОРУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Маралды -Кулунда I цепь |
ТВ-110-1Х класс точности 0,5 S Ктт=300/1 Зав. № 25; 23; 27 Рег. № 32123-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5042; 5490; 5486 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0812101077 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 зав. № 07246 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
|
2 |
ПС 110 кВ Кулундинская 110/10 кВ, ОРУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Маралды -Кулунда II цепь |
ТВ-110-1Х класс точности 0,5 S Ктт=300/1 Зав. № 21; 22; 19 Рег. № 32123-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5083; 5149; 5106 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0812101049 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная | |
|
3 |
ПС 110 кВ Кулундинская 110/10 кВ, ОРУ 110 кВ, ввод ВЛ 110 кВ Павлодарская -Кулунда |
ТФНД-110М; ТФЗМ-110Б-1У1; ТФНД-110М класс точности 0,5; 0,5; 0,5 Ктт=300/5; 300/5; 300/5 Зав. № 8697; 22998; 8779 Рег. № 2793-71; 2793-71; 279371 |
НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5083; 5149; 5106 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.02.2 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 12032043 Рег. № 20175-01 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
4 |
ПС 110 кВ Кулундинская 110/10 кВ, ОРУ 110 кВ, ОСШ 110 кВ, ОВ 110 кВ |
ТВ-110-1Х класс точности 0,5 S Ктт=300/1 Зав. № 24; 26; 20 Рег. № 32123-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 5083; 5149; 5106 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0812101027 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 зав. № 07246 Рег. № 28822-05 |
активная реактивная |
|
ПС №15 Горняцкая | ||||||
|
5 |
ПС №15 Г орняцкая 110/35/6 кВ, 4 сек. ш ОРУ 110 кВ, Шинный мост 110 кВ 1 сек. ш. ПС 220 кВ Г орняк - 4 сек. ш. ПС №15 Г орняцкая 110/35/6 кВ |
ТОГ-110 класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 149Е12; 19Е12; 21Е12 Рег. № 49001-12 |
НКФ-110 класс точности 1,0 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 627480; 627478; 627487 Рег. № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.02.2 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 12032206 Рег. № 20175-01 |
СИКОН С10 зав. № 164 Рег. № 21741-01 |
активная реактивная |
|
6 |
ПС №15 Г орняцкая 110/35/6 кВ, 3 сек. ш ОРУ 110 кВ, Шинный мост 110 кВ 2 сек. ш. ПС 220 кВ Г орняк - 3 сек. ш. ПС №15 Г орняцкая 110/35/6 кВ |
ТОГ-110 класс точности 0,2 S Ктт=600/5 Зав. № 37Е12; 23Е12; 27Е12 Рег. № 49001-12 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Зав. № 2781; 2732; 2759 Рег. № 14205-05 |
СЭТ-4ТМ.02.2 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 12032117 Рег. № 20175-01 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ПС 35 кВ Веселоярская | ||||||
|
7 |
ПС 35 кВ Веселоярская 35/10 кВ, 2 СШ КРУ 10 кВ, ВЛ 10 кВ Л 31 - 11 |
ТОЛ-СЭЩ-10 класс точности 0,5 S Ктт=100/5 Зав. № 32139-06; 3213906 Рег. № 32139-06 |
НАМИТ-10-2 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 2493110000020 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 0812091106 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С10 зав. № 165 Рег. № 21741-01 |
активная реактивная |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1; 2; 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,7 |
2,5 |
4,7 |
1,8 |
2,5 |
4,7 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,9 |
1,5 |
2,8 |
1,1 |
1,6 |
2,8 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,7 |
1,0 |
1,9 |
0,9 |
1,2 |
2,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
1,0 |
1,9 |
0,9 |
1,2 |
2,0 | |
|
3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
1,8 |
2,8 |
5,3 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,4 |
2,7 |
1,1 |
1,6 |
2,8 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
1,0 |
1,9 |
0,9 |
1,2 |
2,0 | |
|
5 (ТТ 0,2S; ТН 1,0; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,5 |
1,8 |
3,0 |
1,6 |
1,9 |
3,1 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,2 |
1,6 |
2,7 |
1,3 |
1,7 |
2,8 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,2 |
1,5 |
2,6 |
1,3 |
1,7 |
2,7 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,2 |
1,5 |
2,6 |
1,3 |
1,7 |
2,7 | |
|
6 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < 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 | |
|
7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,1 |
2,7 |
4,9 |
2,4 |
3,0 |
5,1 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,2 |
1,7 |
3,1 |
1,7 |
2,2 |
3,4 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,0 |
1,3 |
2,3 |
1,6 |
1,9 |
2,7 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
1,3 |
2,3 |
1,6 |
1,9 |
2,7 | |
Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||
|
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1; 2; 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
3,8 |
2,4 |
4,1 |
2,7 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,4 |
1,7 |
2,8 |
2,1 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,6 |
1,0 |
2,1 |
1,6 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,6 |
1,0 |
2,1 |
1,6 | |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
0,05IH1 < I1 < 0,2IH1 |
4,3 |
2,5 |
4,4 |
2,7 |
|
0,2IH1 < I1 < IH1 |
2,2 |
1,4 |
2,4 |
1,5 | |
|
(ТТ 0,5; TH 0,2; Сч 0,5) |
IH1 < I1 < 1,2IH1 |
1,6 |
1,0 |
1,7 |
1,2 |
|
5 |
0,01(0,02)Ihi < I1 < 0,05Ihi |
2,9 |
2,0 |
3,4 |
2,5 |
|
(ТТ 0,2S; TH 1,0; Сч 0,5) |
0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi |
2,4 |
1,6 |
2,6 |
1,9 |
|
0,2IH1 < I1 < IH1 |
2,2 |
1,5 |
2,3 |
1,6 | |
|
IH1 < I1 < 1,2IH1 |
2,2 |
1,5 |
2,3 |
1,6 | |
|
6 |
0,01(0,02)Ihi < I1 < 0,05IH1 |
2,3 |
1,6 |
2,9 |
2,2 |
|
(ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,5) |
0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi |
1,6 |
1,2 |
1,9 |
1,5 |
|
0,2IH1 < I1 < IH1 |
1,3 |
1,0 |
1,5 |
1,2 | |
|
Ihi < I1 < 1,2Ihi |
1,3 |
0,9 |
1,4 |
1,2 | |
|
7 |
0,01(0,02)Ihi < I1 < 0,05Ihi |
4,1 |
2,7 |
5,2 |
4,0 |
|
(ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 1,0) |
0,05IH1 < I1 < 0,2IH1 |
2,9 |
2,1 |
4,2 |
3,7 |
|
0,2IH1 < I1 < IH1 |
2,1 |
1,5 |
3,7 |
3,4 | |
|
IH1 < I1 < 1,2IH1 |
2,1 |
1,5 |
3,7 |
3,4 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность
измерений Si(2>%P и Si(2>%q для созф<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^Uh до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 1н до 1,2^Ih;
- коэффициента мощности cos9 (sm9) - 0,87(0,5);
- частота - (50+0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
Температура 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 °С до плюс 30 °С.
6 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9-Uhi до 1,PUhi;
диапазон силы первичного тока - от 0,05-Ihi до 1,2-Ihi; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^Uh2 до 1,1 •Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 •Ih2 до 1,2-Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 -0,5); частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
7 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 30206-94 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005; ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии.
8 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2.
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 СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов; счетчик типа СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
УСПД СИКОН С10 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 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 - до 5 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 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока ТВ-110-1Х |
9 |
|
Трансформатор тока ТФНД-110М |
2 |
|
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1 |
1 |
|
Трансформатор тока ТОГ-110 |
6 |
|
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные НАМИ-110 УХЛ1 НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения НКФ-110 |
3 |
|
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 |
3 |
|
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 |
4 |
|
Счётчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02 |
3 |
|
УСПД типа СИКОН С70 |
1 |
|
УСПД типа СИКОН С10 |
2 |
|
Методика поверки МП 206.1-077-2016 |
1 |
|
Паспорт-формуляр АУВП.411711.СМС.029.01.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-077-2016 «АИИС КУЭ ЕНЭС ПАО «ФСК ЕЭС» с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2016 г.
Основные средства 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 СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом ИЛГШ.411151.124 РЭ1
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счётчики активной и реактивной энергии электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1»
- для УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные Сикон С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- для УСПД СИКОН С10 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные Сикон С10. Методика поверки ВЛСТ 180.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 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 плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго". Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/156-2016 от 29.08.2016
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
