Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 330 кВ Талашкино
| Номер в ГРСИ РФ: | 70812-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Талашкино (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 | 70812-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 330 кВ Талашкино |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 096 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 70812-18: Описание типа СИ | Скачать | 118.9 КБ | |
| 70812-18: Методика поверки РТ-МП-4432-500-2018 | Скачать | 1.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Талашкино (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.
Измерительный канал (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчик активной и реактивной электроэнергии (счетчик), 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 (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 (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 счетчика 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 счетчика 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 (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 программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС». Связь организована на базе волоконно-оптических линий связи (ВОЛС), 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 330 кВ Талашкино ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчика 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 приемника точного времени, принимающего сигналы точного времени от навигационной спутниковой системы GPS, 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 ±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.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Север ИВК АИИС |
КУЭ ЕНЭС |
|
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 программного обеспечения |
MD5 |
|
АРМ ПС 330 кВ Талашкино | |
|
Наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
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 |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-330 кВ, ВЛ 330 Талашкино -Рославль |
ТОГФ-330 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 2000/1 |
НДКМ-330 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 330000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 |
RTU 325Т Рег. № 44626-10 УССВ-2.01 Рег. № 54074-13 |
активная, реактивная |
|
2.1 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-330 кВ, ВЛ-330 кВ Витебск -Талашкино (ВЛ-349) |
ТОГФ-330 Рег. № 61432-15 Кл . т. 0,2S 2000/1 |
НДКМ-330 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 330000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0.5 |
активная, реактивная | |
|
2.2 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-330 кВ, ВЛ-330 кВ Витебск - Талашкино (ВЛ-349) (контрольный) |
ТОГФ-330 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 2000/1 |
НДКМ-330 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 330000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0.5 Контрольный |
активная, реактивная | |
|
3 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-330 кВ, ВЛ 330 Талашкино -Новосоколь-ники |
ТОГФ-330 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 1000/1 |
НДКМ-330 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 330000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная, реактивная | |
|
10 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Смоленская ГРЭС-Талашкино с отпайкой на ПС Литейная II цепь |
ТОГФ-220 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 800/1 |
НДКМ-220 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т.0,28/0,5 |
активная, реактивная | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
11 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Смоленская ГРЭС-Талашкино с отпайкой на ПС Литейная I цепь |
ТОГФ-220 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 800/1 |
НДКМ-220 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл.т.0,28/0,5 |
RTU 325Т Рег. № 44626-10 УССВ-2.01 Рег. № 54074-13 |
активная, реактивная |
|
12 |
ПС 330 кВ Талашкино, ВЛ 220кВ Дорогобужская ТЭЦ-Т алашкино |
ТОГФ-220 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 600/1 |
НДКМ-220 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т.0,28/0,5 |
активная, реактивная | |
|
13 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 Талашкино -Смоленск-1 |
ТОГФ-220 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 600/1 |
НДКМ-220 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т.0,28/0,5 |
активная, реактивная | |
|
14 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -НПС-3 № 1 |
ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL- P4GB-DW-4 Рег.№ 31857-11 Кл. т.0,28/0,5 |
активная, реактивная | |
|
15 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -Монастырщина с отпайками (ВЛ -155) |
ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 400/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т.0,28/0,5 |
активная, реактивная | |
|
16 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -Починок с отпайкой на ПС Карьерная (ВЛ -124) |
ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 400/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т.0,28/0,5 |
активная, реактивная | |
|
19 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Смоленск-1 -Талашкино I цепь (ВЛ - 105) |
ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 500/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т.0,28/0,5 |
активная, реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
20 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино- Красный с отпайкой на ПС Мерлино (ВЛ - 189) |
ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т.0,28/0,5 |
RTU 325Т Рег. № 44626-10 УССВ-2.01 Рег. № 54074-13 |
активная, реактивная |
|
21 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Смоленск-1 -Талашкино II цепь ( ВЛ - 113) |
ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 500/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т.0,28/0,5 |
активная, реактивная | |
|
24 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -НПС-3 II цепь |
ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т.0,28/0,5 |
активная, реактивная | |
|
27 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -Г олынки с отпайками №1 (ВЛ-123) |
ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная, реактивная | |
|
28 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино -Г олынки с отпайками № 2 (ВЛ-146) |
ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная, реактивная | |
|
29 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино - КС3-2 с отпайкой на ПС Ракитная (ВЛ-175) |
ТОГФ-110 Рег. №61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная, реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
30 |
ПС 330 кВ Талашкино, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Талашкино - КС-3-1 с отпайкой на ПС Ракитная (ВЛ-178) |
ТОГФ-110 Рег. № 61432-15 Кл. т. 0,2S 300/1 |
НДКМ-110 УХЛ1 Рег. № 60542-15 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 |
RTU 325Т Рег. № 44626-10 УССВ-2.01 Рег. № 54074-13 |
активная, реактивная |
|
33 |
ПС 330 кВ Талашкино, КРУ 10 кВ яч.105 Л-1001Смол.РЭС, ЛВС.с Л-1002, ПС Одинцово |
ТОЛ-СЭЩ-10 Рег. № 32139-11 Кл. т. 0,5S 300/5 |
НАЛИ-СЭЩ-10 У2 Рег. № 51621-12 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная, реактивная | |
|
37 |
ПС 330 кВ Талашкино, КРУ 10 кВ яч.203 Л-1006 Смол. РЭС, ЛВС. с Л-1003, ПС Одинцово ЛВС. с Л-1007, ПС Рябцево |
ТОЛ-СЭЩ-10 Рег. № 32139-11 Кл. т. 0,5S 300/5 |
НАЛИ-СЭЩ-10 У2 Рег. № 51621-12 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-11 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная, реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2) %, I1(2)— I изм< I 5 % |
55 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 3; 10 - 16, 19 - 21, 24, 27 - 30 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
33, 37 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S |
1,0 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,6 |
±2,6 | |
|
Номер ИК |
simp |
Пределы допускаемой относительной ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, I 2 %^ I изм< I 5 % |
55 %, I5 %^ I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %^ I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %^ I изм~ I 120 % | ||
|
1 - 3; 10 - 16, 19 - 21, 24, 27 - 30 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 |
0,44 |
±2,9 |
±2,5 |
±2,0 |
±2,0 |
|
0,6 |
±2,5 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,71 |
±2,4 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,87 |
±2,2 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
33, 37 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 |
0,44 |
±6,6 |
±4,9 |
±4,1 |
±4,1 |
|
0,6 |
±5,1 |
±4,1 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,71 |
±4,4 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,1 |
±3,1 | |
Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC ±5 с.
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для coso=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для coso 1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-Uhom;
сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, coso=0,9 инд;
температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети 0,9-Uhom до 1,1-Uhom;
сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom;
частота от 49,6 до 50,4 Гц;
температура окружающей среды:
для счетчиков, УСПД, УССВ от плюс 5 до плюс 35 °С;
для трансформаторов тока от минус 40 до плюс 50 °С;
для трансформаторов напряжения от минус 40 до плюс 50 °С.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
7 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: счетчики 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.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
для счетчиков Тв < 1 час;
для УСПД Тв < 1 час;
для сервера Тв < 1 час;
для компьютера АРМ Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
фактов параметрирования счетчика;
фактов пропадания напряжения;
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики - 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 - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325T |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2.01 |
1 |
|
Измерительные трансформаторы тока |
ТОГФ-330 |
9 шт. |
|
ТОГФ-220 |
12 шт. | |
|
ТОГФ-110 |
33 шт. | |
|
ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 шт. | |
|
Измерительные трансформаторы напряжения |
НДКМ-330 УХЛ1 |
9 шт. |
|
НДКМ-220 УХЛ1 |
18 шт. | |
|
НДКМ-110 УХЛ1 |
12 шт. | |
|
НАЛИ-СЭЩ-10 У2 |
6 шт. | |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
A18O2RAL-P4GB-DW-4 |
19 шт. |
|
A18O5RAL-P4GB-DW-4 |
2 шт. | |
|
Руководство по эксплуатации |
08/ПР/15-121394-00-КУЭ 1..РЭ |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
08/ПР/15-121394-00-КУЭ 1.ФО |
1 экз. |
|
Методика (методы) измерений |
БЕКВ.422231.096.МВИ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4432-500-2018 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4432-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Талашкино. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 19.01.2018 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков Альфа A1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.;
УСПД RTU-325T - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком;
«Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
термометр электронный «Center 315» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09.
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе БЕКВ.422231.096.МВИ «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Талашкино».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
Смотрите также
