Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам ПС 110 кВ "Тихвин-Западная" (ПС-147), ПС 110 кВ "Лаврики" (ПС-218), ПС 110 кВ "Тосно-Новая" (ПС-539), ПС 110 кВ "Новожилово"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74206-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Межрегиональный центр метрологического обеспечения", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС 110 кВ «Тихвин-Западная» (ПС-147), ПС 110 кВ «Лаврики» (ПС-218), ПС 110 кВ «Тосно-Новая» (ПС-539), ПС 110 кВ «Новожилово» (ПС-559), ПС 110 кВ «Кудрово» (ПС-335) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74206-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам ПС 110 кВ "Тихвин-Западная" (ПС-147), ПС 110 кВ "Лаврики" (ПС-218), ПС 110 кВ "Тосно-Новая" (ПС-539), ПС 110 кВ "Новожилово" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 330 |
Производитель / Заявитель
ООО "Межрегиональный центр метрологического обеспечения", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 74206-19: Описание типа СИ | Скачать | 109.9 КБ | |
| 74206-19: Методика поверки РТ-МП-5655-500-2018 | Скачать | 5.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС 110 кВ «Тихвин-Западная» (ПС-147), ПС 110 кВ «Лаврики» (ПС-218), ПС 110 кВ «Тосно-Новая» (ПС-539), ПС 110 кВ «Новожилово» (ПС-559), ПС 110 кВ «Кудрово» (ПС-335) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго», устройство синхронизации времени УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05 (Рег. № 28716-05), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор, привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений в организации-участники ОРЭМ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИИК 1 - 8, 11 - 18, считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер ООО «РКС-энерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии ИИК 9, 10, считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Серверы ПАО «Ленэнерго» и ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Измерительные данные с сервера ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме поступают на сервер ООО «РКС-энерго», в том числе с возможным использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML. Сервер ООО «РКС-энерго» (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента. Сервер ООО «РКС-энерго» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML, а также иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, сервера ПАО «Ленэнерго», сервера ООО «РКС-энерго». В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-1, а также NTP-сервер точного времени. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера ООО «РКС-энерго» и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера ООО «РКС-энерго» и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8, 11 - 18 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит при обращении к счетчикам ИИК 1 - 8, 11 - 18, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 8, 11 - 18 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 8, 11 - 18 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 9, 10 и сервера ООО «РКС-энерго» происходит при обращении к счетчикам ИИК 9, 10, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 9, 10 и сервера ООО «РКС-энерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 9, 10 и сервера ООО «РКС-энерго» на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование ИИК |
Состав ИИК АИИС КУЭ | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ Тихвин-Западная (ПС-147), РУ-10 кВ, 1с. 10 кВ, яч. 147-07 КЛ-10 кВ |
ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «РКС-энерго», УСВ-1 Зав. № 856, Рег. № 28716-05 |
|
2 |
ПС 110 кВ Тихвин-Западная (ПС-147), РУ-10 кВ, 1с. 10 кВ, яч. 147-11 КЛ-10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-11 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | |
|
3 |
ПС 110 кВ Тихвин-Западная (ПС-147), РУ-10 кВ, 2с. 10 кВ, яч. 147-02 КЛ-10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-11 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | |
|
4 |
ПС 110 кВ Тихвин-Западная (ПС-147), РУ-10 кВ, 2с. 10 кВ, яч. 147-12 КЛ-10 кВ |
ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | |
|
5 |
ПС 110 кВ Лаврики (ПС-218), ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
IMB 145 кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Рег. № 47845-11 |
CPB 123 кл.т. 0,2 кт.н. 110000/\3: 100/\3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-17 | |
|
6 |
ПС 110 кВ Лаврики (ПС-218), ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
IMB 145 кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Рег. № 47845-11 |
CPB 123 кл.т. 0,2 кт.н. 110000/03: 100/\3 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-17 | |
|
7 |
ПС 110 кВ Тосно-новая (ПС-539), ЗРУ-10 кВ, 1с. 10 кВ, яч. 106, ф. 106 |
ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 500/5 Рег. № 25433-11 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
8 |
ПС 110 кВ Тосно-новая (ПС-539), ЗРУ-10 кВ, 2с. 10 кВ, яч. 206, ф. 206 |
ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 500/5 Рег. № 25433-11 |
НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 16687-07 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ПС 110 кВ Новожи-лово (ПС-559), ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S кт.т. 200/5 Рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 кт.н. 110000/^3: 100/\3 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
сервер ООО «РКС-энерго» |
|
10 |
ПС 110 кВ Новожи-лово (ПС-559), ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S кт.т. 200/5 Рег. № 44640-10 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 кт.н. 110000/^3: 100/\3 Рег. № 24218-13 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
11 |
ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 304, ф. 335-304 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1000/5 Рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/^3: 100/\3 Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер ООО «РКС-энерго», УСВ-1 Зав. № 856, Рег. № 28716-05 |
|
12 |
ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 305, ф. 335-305 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 1000/5 Рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10)00)0/\3: 100/\3 Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
13 |
ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 309, ф. 335-309 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/^3: 100/\3 Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
14 |
ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 310, ф. 335-310 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10)00)0/\3: 100/\3 Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
15 |
ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 406, ф. 335-406 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/^3: 100/\3 Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
16 |
ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 407, ф. 335-407 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10)00)0/\3: 100/\3 Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
17 |
ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 410, ф. 335-410 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/^3: 100/\3 Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
18 |
ПС 110 кВ Кудрово (ПС-335), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 411, ф. 335-411 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 32139-06 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/^3: 100/\3 Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Продолжение таблицы 2_____________________________________________________________
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСВ-1 на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электроэнергии 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 - 4 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 | |
|
5, 6, 9, 10 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S |
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 | |
|
7, 8 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2 S |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
11 - 18 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
Номер ИИК |
simp |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии 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 - 4 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 | |
|
5, 6, 9, 10 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 | |
|
Номер ИИК |
simp |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % | |||
|
^(З^с I 2 %^ I изм< I 5 % |
55 %, I5 %^ I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %^ I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %^ I ||'м— I 120 % | ||
|
7, 8 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 |
0,44 |
±3,2 |
±2,8 |
±2,3 |
±2,3 |
|
0,6 |
±2,7 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,71 |
±2,5 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±2,3 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
11 - 18 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 |
0,44 |
±6,0 |
±4,0 |
±3,0 |
±3,0 |
|
0,6 |
±4,3 |
±3,1 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
0,71 |
±3,6 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,87 |
±3,0 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с | |||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от Хном частота, Гц коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80 |
|
Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-1, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +5 до +35 от 75 до 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-08: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-12: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-17: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики A1800: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-1: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч |
140000 2 165000 2 220000 2 120000 2 35000 2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее Счетчики A1800: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее Серверы: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113,7 10 172 10 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков 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.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии.
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
IMB 145 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
30 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
CPB 123 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ-СЭЩ-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
4 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
12 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
2 шт. |
|
Сервер (ООО «РКС-энерго») |
Intel Xeon |
1 шт. |
|
Сервер (ПАО «Ленэнерго») |
HP Proliant ML370 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-5655-500-2018 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.330 ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5655-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС 110 кВ «Тихвин-Западная» (ПС-147), ПС 110 кВ «Лаврики» (ПС-218), ПС 110 кВ «Тосно-Новая» (ПС-539), ПС 110 кВ «Новожилово» (ПС-559), ПС 110 кВ «Кудрово» (ПС-335). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 07.12.2018 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по методике поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по методике поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17) - по методике поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
счетчиков Альфа А1800 - по методике проверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
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 «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС 110 кВ «Тихвин-Западная» (ПС-147), ПС 110 кВ «Лаврики» (ПС-218), ПС 110 кВ «Тосно-Новая» (ПС-539), ПС 110 кВ «Новожилово» (ПС-559), ПС 110 кВ «Кудрово» (ПС-335). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0027/2018-01.00324-2011 от 09.11.2018 г.
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
