Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Cтаврополь
| Номер в ГРСИ РФ: | 67495-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Ставрополь (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 | 67495-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Cтаврополь |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1843 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 67495-17: Описание типа СИ | Скачать | 135.5 КБ | |
| 67495-17: Методика поверки МП 206.1-058-2017 | Скачать | 8.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Ставрополь (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 (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, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» 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 архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (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.
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 (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 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 сервере БД.
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML и передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «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). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ, 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.
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 специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (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 СПО
|
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 СПО.
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 также метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
Таблица 2 - 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 330 кВ Ставрополь | ||||||
|
1 |
ВЛ 110 кВ Ставрополь -ВНИИОК (Л - 236) |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=500/1 Рег. № 36672-08 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
А^-4^-С29-Т+ класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 |
RrU-325 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Ставрополь -Восточная (Л - 43) |
ТФНД-110М класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Рег. № 64839-16 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
ЕА02RАL-Р4В-4W класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 |
активная реактивная | |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Ставрополь -Грачевская (л - 133) |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=500/1 Рег. № 36672-08 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
ЕА02RАL-Р4В-4W класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 |
активная реактивная | |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Ставрополь -Константиновская (Л - 134) |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=500/1 Рег. № 36672-08 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
А^-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 |
активная реактивная | |
|
5 |
ВЛ 110 кВ Ставрополь -Промкомплекс (Л - 140) |
ТФНД-110М класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Рег. № 64839-16 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
А^-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Ставрополь -Промышленная (Л - 135) |
ТГФМ-110 II* класс точности 0,5 S Ктт=500/1 Рег. № 36672-08 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
А^-4-АЬ-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 |
RTO-325 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
7 |
ВЛ 110 кВ Ставрополь -Северная(Л - 141) |
ТФНД-110М класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Рег. № 64839-16 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
ЕА02ВАЬ-Р4В^ класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
8 |
ОМВ 110 кВ |
ТФНД-110М класс точности 0,5 Ктт=1000/1 Рег. № 64839-16 |
НКФ-110-57 класс точности 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 |
ЕА02ВАЬ-Р4В^ класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 |
активная реактивная | |
|
9 |
ВЛ 10 кВ Ф - 160 |
ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег.№ 1856-63 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
А^-4^-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
|
10 |
ВЛ 10 кВ Ф - 161 |
ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
А^-4^-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
|
11 |
ВЛ 10 кВ Ф - 162 |
ТЛО-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
А^-4^-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
|
12 |
ВЛ 10 кВ Ф - 163 |
ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 1856-63 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
А^-4^-С29-Т класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
13 |
ВЛ 10 кВ Ф - 164 |
ТЛО-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег.№ 16687-07 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
14 |
ВЛ 10 кВ Ф - 165 |
ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
|
15 |
ВЛ 10 кВ Ф - 166 |
ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
|
16 |
ВЛ 10 кВ Ф - 167 |
ТЛО-10 класс точности 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
|
17 |
КЛ 10 кВ Ф - 168 |
ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
|
18 |
ВЛ 10 кВ Ф - 170 |
ТОЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 7069-07 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 |
активная реактивная | |
|
19 |
Ф - 171 (ПГ ВЛ 110 кВ) |
ТВЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная | |
|
20 |
ВАТ - 103 (ввод 10 кВ АТ -303 ПГ ВЛ 110 кВ) |
ТЛО-10 класс точности 0,5 S Ктт=1500/5 Рег. № 25433-07 |
НТМИ-10-66 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 831-69 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
21 |
ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС -Ставрополь (Л - 330 - 17) |
ТГФ-330 II класс точности 0,2S Ктт=1000/1 Рег. № 44699-10 ТГФ-330 II класс точности 0,2 S Ктт=1000/1 Рег. № 44699-10 |
НКФ-М-330А класс точности 0,5 Ктн=330000/^3/100/^3 Рег. № 26454-08 |
A1R-4-AL-C29-T класс точности 0,2S/0,5 Рег. № 14555-95 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
Таблица 3 - 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; 4; 6; 20 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
2,5 |
4,8 |
1,9 |
2,6 |
4,8 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,1 |
1,6 |
3,0 |
1,2 |
1,7 |
3,0 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
2; 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 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 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
2,5 |
4,8 |
1,9 |
2,6 |
4,8 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,1 |
1,6 |
3,0 |
1,2 |
1,7 |
3,0 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
5; 7; 9 - 19 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 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 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
21 (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 | |
Таблица 4 - 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; 4; 6; 20 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,01(0,02)Iki < I1 < 0,05Iki |
4,1 |
2,5 |
4,5 |
2,9 |
|
0,05Iki < I1 < 0,2Iki |
2,5 |
1,6 |
2,7 |
1,8 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,8 |
1,2 |
2,0 |
1,4 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,8 |
1,2 |
1,9 |
1,4 | |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2; 8 |
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; TH 0,5; Сч 0,5) |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,2 |
2,3 |
1,7 |
|
3 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
4,0 |
2,4 |
4,2 |
2,7 |
|
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,6 |
1,8 |
2,9 |
2,2 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,9 |
1,2 |
2,3 |
1,7 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,2 |
2,3 |
1,7 | |
|
5; 7; 9 - 19 |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,4 |
2,6 |
4,5 |
2,7 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,4 |
1,5 |
2,5 |
1,6 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,8 |
1,2 |
1,9 |
1,4 |
|
21 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,3 |
1,6 |
2,9 |
2,2 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,6 |
1,2 |
1,9 |
1,5 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,3 |
1,0 |
1,5 |
1,2 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,3 |
0,9 |
1,4 |
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 coso 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. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94; ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83; ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
21 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от U^ - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 |
|
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 |
от +21 до +25 от +18 до +22 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от -40 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
|
- для УСПД |
от -10 до +50 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии Альфа ЛГИ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности^, |
48 |
|
не более счетчики электрической энергии ЕвроАльфа: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности,^ |
48 |
|
не более УСПД RTU-325: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации счетчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, лет, не более |
5 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
ИВКЭ: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, суток, не менее |
35 |
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).
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 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
|
Трансформатор тока ТГФМ-110 II* |
12 |
|
Трансформатор тока ТФНД-110М |
12 |
|
Трансформатор тока ТВЛМ-10 |
14 |
|
Трансформатор тока ТЛО-10 |
12 |
|
Трансформатор тока ТОЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока ТГФ-330 II |
6 |
|
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 |
6 |
|
Трансформатор напряжения НАМИТ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 |
1 |
|
Трансформатор напряжения НКФ-М-330А |
3 |
|
Счётчики электроэнергии многофункциональные типа АЛЬФА |
17 |
|
Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа |
4 |
|
УСПД типа RTU-325 |
1 |
|
Методика поверки МП 206.1-058-2017 |
1 |
|
Паспорт-формуляр АУВП.411711. ФСК.064.10.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-058-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Ставрополь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.02.2017 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 АЛЬФА - в соответствии с документом «Многофункциональные
счётчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», утверждённому ВНИИМ им. Д.И. Менделеева
- счетчиков ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ Счётчики электрической
энергии многофункциональные ЕвроАальфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП» 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.
- 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 %; Рег. № 22129-09.
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 ПС 330 кВ Ставрополь». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/003-2017 от 17.01.2017 г.
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
