Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Жирекен
| Номер в ГРСИ РФ: | 69587-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Жирекен (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 | 69587-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Жирекен |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ АУВП.411711.ФСК.РИК.023.07 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 69587-17: Описание типа СИ | Скачать | 121.6 КБ | |
| 69587-17: Методика поверки РТ-МП-4733-500-2017 | Скачать | 889 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Жирекен (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 и специальное программное обеспечение (СПО) (Метроскоп).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы 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).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) 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. 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 автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Жирекен 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.
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 автоматически с помощью УССВ ИВКЭ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и приемника точного времени 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. 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 |
|
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 |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование ИК |
Состав первого и второго уровней ИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
АТ-1-220 |
ТГМ-220 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Г осреестр № 59982-15 |
НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14626-95 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
2 |
АТ-2-220 |
ТГМ-220 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Г осреестр № 59982-15 |
НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14626-95 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
3 |
ВЛ 220 кВ Чернышевск - Зилово с отпайкой на ПС Жирекен (ВЛ-216) |
ТГМ-220 кл.т 0,2S Ктт = 500/5 Г осреестр № 59982-15 |
НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14626-95 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
4 |
ВЛ 220 кВ Бушулей -Зилово с отпайкой на ПС Жирекен (ВЛ-215) |
ТГМ-220 кл.т 0,2S Ктт = 500/5 Г осреестр № 59982-15 |
НКФ-220-58 У1 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14626-95 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 |
АТ-1-110 |
ТГМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Г осреестр № 59982-15 |
ф. А, С: НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Г осреестр № 1188-84 ф. В: НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 26452-06 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
6 |
АТ-2-110 |
ТГМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Г осреестр № 59982-15 |
НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
7 |
ВЛ 110 кВ Жирекен -Жирекенский ГОК I цепь (ВЛ-110-76) |
ф. А, С: ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Г осреестр № 2793-71 ф. В: ТФЗМ 110Б-1У кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Г осреестр № 26422-04 |
ф. А, С: НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84 ф. В: НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 26452-06 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
8 |
ВЛ 110 кВ Жирекен -Жирекенский ГОК II цепь (ВЛ-110-77) |
ф. А, С: ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Г осреестр № 2793-88 ф. В: ТФЗМ 110Б-1У кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Г осреестр № 26422-04 |
НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
9 |
ВЛ 110 кВ Чернышевск -Жирекен (ВЛ-110-69) |
ТГМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Г осреестр № 59982-15 |
НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 |
ВЛ 110 кВ Жирекен -Аксеново - Зилово (ВЛ-110-70) |
ТГМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Г осреестр № 59982-15 |
ф. А, С: НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Г осреестр № 1188-84 ф. В: НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 26452-06 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
11 |
ОШСВ-110 |
ТФЗМ-110Б- ГУ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Г осреестр № 2793-71 |
ф. А, С: НКФ110-83ХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 1188-84 ф. В: НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 26452-06 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
12 |
Ф.14 Посёлок |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Г осреестр № 2473-69 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
13 |
Ф.20 Старый посёлок |
ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
14 |
Ф.22 Новый Посёлок |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 Г осреестр № 25433-11 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
15 |
Ф.12 Котельная |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Г осреестр № 2473-69 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
16 |
Ф.13 Мерзлотка |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Г осреестр № 2473-00 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
17 |
Ф.21 Котельная |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Г осреестр № 7069-02 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-06 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
18 |
АТ-1-10 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Г осреестр № 25433-11 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
19 |
АТ-2-10 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Г осреестр № 25433-11 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
|
20 |
ТСН-2-10 |
ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 Г осреестр № 25433-11 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 11094-87 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325T Г осреестр № 44626-10 |
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—1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 6, 9, 10 (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 | |
|
7, 8, 11 (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 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
12, 13, 15 - 17 (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 | |
|
14, 18 - 20 (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 |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной 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—1120% | ||
|
1 - 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,9 |
±3,0 |
±2,5 |
±2,3 |
±2,3 |
|
0,8 |
±2,4 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±2,2 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
7, 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
±6,6 |
±3,8 |
±3,0 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±2,8 |
±2,3 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±3,0 |
±2,0 |
±1,7 | |
|
9, 10 (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 | |
|
11 (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 | |
|
12, 13, 15 - 17 (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 | |
|
14 (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 | |
|
18 - 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,9 |
±5,7 |
±3,6 |
±2,7 |
±2,7 |
|
0,8 |
±4,1 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±2,7 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений Si(2)%P и Si(2>%q для созф<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 1,2^1н;
- 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 1,2-1н1;
- 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•ин2 до 1,15^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 •1н2 до 2^1н2;
- 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 «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 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:
- счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 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 45 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 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 |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТГМ-220 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТГМ-110 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110М |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-1У |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58 У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ110-83ХЛ1 |
5 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа А1800 |
20 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325T |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4733-500-2017 |
1 |
|
Формуляр |
АУВП.411711.ФСК.РИК.023.07ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4733-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Жирекен. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 04.09.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
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 220 кВ Жирекен».
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
