Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Рудня
| Номер в ГРСИ РФ: | 67479-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Рудня (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 | 67479-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Рудня |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ АУВП.411711.ФСК.016.06 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 67479-17: Описание типа СИ | Скачать | 130 КБ | |
| 67479-17: Методика поверки РТ-МП-4262-500-2017 | Скачать | 1.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Рудня (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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 измерительным линиям связи поступают на выходы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 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).
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом. Данные по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) поступают на серверы ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу АО «СО ЕЭС» и в программноаппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС». Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню ИВКЭ поступают в обратном порядке.
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 110 кВ Рудня ПАО «ФСК 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.
В состав АИИС КУЭ входит система обеспечения единого времени (СОЕВ), выполняющая законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя радиосервер точного времени типа РСТВ-01 (регистрационный номер 40586-09), сервер БД ИВК, УСПД со встроенным устройством синхронизации системного времени (УССВ), счетчики электрической энергии.
Коррекция часов УСПД выполняется автоматически от встроенного в него УССВ. Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, 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.
На ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» установлен радиосервер точного времени типа РСТВ-01. РСТВ-01 расположен в серверной стойке ЦСОД. РСТВ-01 автоматически выполняет контроль времени в ЦСОД, корректировка часов серверов ЦСОД выполняется с погрешностью, не более ±1 с.
При выходе из строя УССВ, встроенного в УСПД, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения времени часов УСПД и ИВК на величину более ±1 с.
Погрешность измерения системного времени 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 АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с 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 110 кВ Рудня, ОРУ-110 кВ, 2сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Голынки-Рудня (ВЛ-114) |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Г осреестр № 52261-12 |
UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Г осреестр № 23748-02 |
SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
|
2 |
ПС 110 кВ Рудня, ОРУ-110 кВ, 1сш 110 кВ, ВЛ 110 кВ Рудня -Лиозно |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Г осреестр № 52261-12 |
UTD 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 23748-02 |
SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
|
3 |
ПС 110 кВ Рудня, ОРУ-35 кВ, 1сш 35 кВ, ВЛ 35 кВ Рудня -Любавичи |
ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Г осреестр № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ-1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Г осреестр № 19813-09 |
SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
|
4 |
ПС 110 кВ Рудня, ОРУ-35 кВ, 2сш 35 кВ, ВЛ 35 кВ Рудня -Микулино |
ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Г осреестр № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ-1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Г осреестр № 19813-09 |
SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
|
5 |
ПС 110 кВ Рудня, ОРУ-35 кВ, 1сш 35 кВ, ВЛ 35 кВ Рудня -Жичицы |
ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Г осреестр № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ-1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Г осреестр № 19813-09 |
SL761DCB кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 |
ПС 110 кВ Рудня, КРУН-10 кВ, 1сш 10 кВ, яч. 5, Л-1001 |
ТЛМ-10-2У3 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Госреестр № 2473-69 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049-09 |
|
7 |
ПС 110 кВ Рудня, КРУН-10 кВ, 2сш 10 кВ, яч. 22, Л-1002 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049-09 |
|
8 |
ПС 110 кВ Рудня, КРУН-10 кВ, 1сш 10 кВ, яч. 7, Л-1003 |
ТЛМ-10-2У3 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 2473-69 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049-09 |
|
9 |
ПС 110 кВ Рудня, КРУН-10 кВ, 2сш 10 кВ, яч. 20, Л-1004 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049-09 |
|
10 |
ПС 110 кВ Рудня, КРУН-10 кВ, 1сш 10 кВ, яч. 9, Л-1005 |
ТЛМ-10-2У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Госреестр № 2473-69 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049-09 |
|
11 |
ПС 110 кВ Рудня, КРУН-10 кВ, 2сш 10 кВ, яч. 18, Л-1006 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049-09 |
|
12 |
ПС 110 кВ Рудня, КРУН-10 кВ, 1сш 10 кВ, яч. 15, Л-1007 |
ТЛМ-10-2У3 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Госреестр № 2473-69 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049-09 |
|
13 |
ПС 110 кВ Рудня, КРУН-10 кВ, 2сш 10 кВ, яч. 10, Л-1008 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Госреестр № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049-09 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
14 |
ПС 110 кВ Рудня КРУН-10 кВ, 1сш 10 кВ, яч. 17, Л-1009 |
ТОЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Г осреестр № 7069-79 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
|
15 |
ПС 110 кВ Рудня КРУН-10 кВ, 2сш 10 кВ, яч. 8, Л-1010 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Г осреестр № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
|
16 |
ПС 110 кВ Рудня КРУН-10 кВ, 2сш 10 кВ, яч. 6, Л-1012 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Г осреестр № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
|
17 |
ПС 110 кВ Рудня КРУН-10 кВ, 1сш 10 кВ, яч. 21, Л-1013 |
ТОЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Г осреестр № 7069-79 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
|
18 |
ПС 110 кВ Рудня КРУН-10 кВ, 2сш 10 кВ, яч. 4, Л-1014 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Г осреестр № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
|
19 |
ПС 110 кВ Рудня КРУН-10 кВ, 1сш 10 кВ, яч. 25, Л-1015 |
ТОЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Г осреестр № 7069-79 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
|
20 |
ПС 110 кВ Рудня КРУН-10 кВ, 2сш 10 кВ, яч. 2, Л-1016 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Г осреестр № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 20186-05 |
SL761AO71 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 21478-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
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 |
±0,7 |
±0,7 |
|
0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
3 - 5, 7, 9, 11, 13, 15, 16, 18, 20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
6, 8, 10, 12, 14, 17, 19 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интер] ИК при изме рабочих усл< дове] |
вала допускаемой относительной погрешности рении реактивной электрической энергии в овиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при рительной вероятности, равной 0,95 | ||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,9 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,3 |
|
0,8 |
±2,8 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
3 — 5, 7, 9, 11, 13, 15, 16, 18, 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±3,8 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,8 |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±2,6 |
±1,7 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
6, 8, 10, 12, 14, 17, 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,5 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±1,6 |
±1,4 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, 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 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,24н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- частота - (50+0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 •1н1 до 1,2-Тн1;
- частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8•Ull2 до 1,15^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 •1н2 до 2^Ih2;
- частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 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 SL 7000 - среднее время наработки на отказ 20 лет;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 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.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТГФМ-110 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТГМ-35 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10-2У3 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10У3 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
24 |
|
Трансформатор напряжения |
UTD 123 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ-1 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
SL761DCB |
5 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
SL761AO71 |
15 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4262-500-2017 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.016.06ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4262-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Рудня. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 20.03.2017 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя »;
- для счетчиков электроэнергии SL 7000 - по документу «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные серии SL7000 (ACE 7000, ACE 8000). Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2004 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства 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
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39937-08;
- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена
деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Рудня».
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
