Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Восточно-Моховая
| Номер в ГРСИ РФ: | 69762-17 |
|---|---|
| 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 Восточно-Моховая (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 | 69762-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Восточно-Моховая |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ АУВП.411711.ФСК.012.42 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 69762-17: Описание типа СИ | Скачать | 122.1 КБ | |
| 69762-17: Методика поверки РТ-МП-4827-500-2017 | Скачать | 7.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Восточно-Моховая (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 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 мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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».
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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Сервер БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС более чем на ±1с. 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 ±1с.
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 |
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 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 точки учёта |
Состав первого и второго уровней ИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-110 кВ Имилор -Восточно-Моховая № 3 |
ТГФМ-110 УХЛ1* кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ110-57-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
2 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-110 кВ Имилор -Восточно-Моховая № 4 |
ТГФМ-110 УХЛ1* кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Г осреестр № 52261-12 |
НКФ110-57-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
3 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-110 кВ Имилор -Восточно-Моховая № 1 |
ТВ-ЭК-110М3В кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Г осреестр № 56255-14 |
НКФ110-57-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
4 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-110 кВ Имилор -Восточно-Моховая № 2 |
ТВ-ЭК-110М3В кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Г осреестр № 56255-14 |
НКФ110-57-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
5 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-110 кВ ВосточноМоховая -Сова I цепь |
ТВ-ЭК-110М3В кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Г осреестр № 56255-14 |
НКФ110-57-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
6 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-110 кВ ВосточноМоховая -Сова II цепь |
ТВ-ЭК-110М3В кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Г осреестр № 56255-14 |
НКФ110-57-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-110 кВ Восточно-Моховая -Слава |
ТВ-ЭК-110М3В кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Г осреестр № 56255-14 |
НКФ110-57-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
8 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ОВ-110 кВ |
ТВ-ЭК-110М3В кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Г осреестр № 56255-14 |
НКФ110-57-У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 14205-94 |
A1802RALQ-P4GB-DW4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
9 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-35 кВ Кустовая 16-1 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Г осреестр № 26418-04 |
ЗНОМ-35-65У1 кл.т 0,5 Ктн = (350)00)/\3)/(10)0)/\3) Г осреестр № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
10 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-35 кВ Кустовая 16-2 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Г осреестр № 26418-04 |
ЗНОМ-35 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-54 ЗНОМ-35-65У1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
11 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-35 кВ Ульт-Ягун-1 |
ТФН-35М кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Г осреестр № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65У1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
12 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ВЛ-35 кВ Ульт-Ягун-2 |
ТФЗМ-35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Г осреестр № 26417-04 |
ЗНОМ-35 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-54 ЗНОМ-35-65У1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
13 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ЗРУ-6 кВ НПС; Ввод 6 кВ 1Т |
ТОЛ-10 Ш-1 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Г осреестр № 47959-11 |
ЗНОЛ-6 кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S Г осреестр № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
14 |
ПС-220/110/35/10/6 кВ В осточно-Моховая; ЗРУ-6 кВ НПС; Ввод 6 кВ 2Т |
ТОЛ-10 Ш-1 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Г осреестр № 47959-11 |
ЗНОЛ-6 кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S Г осреестр № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
15 |
ПС-220/110/35/10/6кВ В осточно-Моховая; Шкафа учета ООО «Северное волокно», КЛ 0,4 кВ Северное волокно-1 |
ТОП-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 40/5 Г осреестр № 47959-11 |
- |
A1805RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
|
16 |
ПС-220/110/35/10/6кВ В осточно-Моховая; Шкафа учета ООО «Северное волокно», КЛ 0,4 кВ Северное волокно-2 |
ТОП-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 40/5 Г осреестр № 47959-11 |
- |
A1805RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-14 |
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 - 8 (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 | |
|
9 - 12 (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 |
|
13, 14 (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 | |
|
15, 16 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 S) |
1,0 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,4 |
±1,4 |
|
0,9 |
±2,5 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±4,9 |
±3,2 |
±2,3 |
±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)%, |
§5 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
|
1 - 8 (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 | |
|
9 - 12 (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 | |
|
13, 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 | |
|
15, 16 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S) |
0,9 |
±6,5 |
±4,7 |
±3,9 |
±3,9 |
|
0,8 |
±5,1 |
±4,1 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,7 |
±4,5 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,5 |
±4,0 |
±3,6 |
±3,3 |
±3,3 | |
|
Погрешность системного времени АИИС КУЭ, с |
±5 | ||||
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, погрешность измерений 51(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^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 •1н1 до 1,2-Ih1;
- 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+||2 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, счетчиков и УСПД 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 СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- 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:
- 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 |
ТГФМ-220 УХЛ1* |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТГФМ-110 УХЛ1* |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-ЭК-110М3В |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТФН-35М |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 Ш-1 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58У1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ110-57-У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
5 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-6 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
12 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RALXQ-P4GB-DW-4 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4827-500-2017 |
1 |
|
Формуляр |
АУВП.411711.ФСК.012.42ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4827-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Восточно-Моховая. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 14.09.2017 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 Восточно-Моховая».
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
