Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская
| Номер в ГРСИ РФ: | 75742-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская (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 | 75742-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 002 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 75742-19: Описание типа СИ | Скачать | 118.9 КБ | |
| 75742-19: Методика поверки МП-312235-052-2019 | Скачать | 1.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская (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 многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) 59086-14), включающий в себя центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС» и Магистральных электрических сетей (МЭС) ПАО «ФСК ЕЭС», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных и специализированное программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-232, 485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных 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.
Один раз в сутки 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» и смежным субъектам ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 500 кВ Хабаровская 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.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации времени, которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ более чем на ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков, с периодичностью 1 раз в 30 минут, УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется 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 |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже |
1.0.0.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe |
|
Примечание: Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО - MD5 | |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ ЕНЭС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
|
№ ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/ УССВ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС -Хабаровская №1 (Л-511) |
CA 525 КТ 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 23747-02 |
DFK 525 КТ 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 Рег. № 23743-02 (DFK 525 КТ 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 Рег. № 23743-02 DFK 525 КТ 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 Рег. № 23743-02) |
A1802RALQ -P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
RTU-325T Рег. № 44626-10 / УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
2 |
ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС -Хабаровская №2 (Л-514) |
IMB550 КТ 0,2S Ктт = 1000/1 Рег. № 32002-06 |
CPB 550 КТ 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 Рег. № 15853-96 (DFK 525 КТ 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 Рег. № 23743-02 DFK 525 КТ 0,2 Ктн = 500000/^3/100/^3 Рег. № 23743-02) |
A1802RAL Q-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
RTU-325T Рег. № 44626-10 / УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Aктивная Реактивная |
|
3 |
ВЛ 220 кВ Хабаровская - НПС-1 |
CA 245 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 23747-02 |
CPB 245 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 15853-96 (DFK 245 КТ 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 23743-02) |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Aктивная Реактивная | |
|
4 |
ОЭВ-220 |
SB 0,8 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 20951-06 |
CPB 245 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 15853-96 (DFK 245 КТ 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 23743-02) |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Aктивная Реактивная | |
|
5 |
ВЛ 220 кВ Хабаровская -НПС-2 с отпайкой на ПС Литовко |
CA 245 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 23747-02 |
DFK 245 КТ 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 23743-02 (CPB 245 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 15853-96) |
A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Aктивная Реактивная | |
|
6 |
КРУН-4 10 кВ, яч.3 |
ТОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Aктивная Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
КРУН-4 10 кВ, яч.4 |
ТОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 |
А1802RЛLQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325T Рег. № 44626-10/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
|
8 |
КЛ-0,4 кВ ОАО «Ростелеком» (ТСН-1, ЩСН-0,4 кВ, ПСН №187) |
ТОП КТ 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 47959-11 |
- |
А1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная | |
|
9 |
КЛ-0,4 кВ ОАО «Ростелеком» (ТСН-2, ЩСН-0,4 кВ, ПСН №208) |
ТОП КТ 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 47959-11 |
- |
А1805RALQ -P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная | |
|
10 |
КЛ-0,4 кВ ОАО «Мегафон» №2 (ШУ №1 от ПСН №208 ТСН-1) |
Т-0,66 КТ 0,5S Ктт = 30/5 Рег. № 17551-06 |
- |
А1805RALQ -P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная | |
|
11 |
КЛ-0,4 кВ ОАО «Мегафон» №1 (ШУ №2 от ПСН №189 ТСН-1) |
Т-0,66 КТ 0,5S Ктт = 30/5 Рег. № 17551-06 |
- |
А1805RALQ -P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная | |
|
12 |
ВЛ 220 кВ Хабаровская -НПС-32 |
IMB-245 КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 32002-06 |
CPB 245 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 15853-96 (DFK 245 КТ 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 23743-02) |
А1802КЛЬр-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Активная Реактивная |
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 не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии- владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
|
Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы относительной погрешности 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, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,0 |
1,1 |
1,8 |
1,2 |
1,3 |
1,9 | ||
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,6 |
0,8 |
1,3 |
0,8 |
1,0 |
1,4 | |||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |||
|
3 - 7 (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 | |||
|
8 - 11 (ТТ 0,5S; ТН -; Сч 0,5S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,0 |
2,6 |
4,7 |
2,3 |
2,9 |
4,9 | ||
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,0 |
1,6 |
2,8 |
1,6 |
2,0 |
3,2 | |||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,4 |
1,7 |
2,3 | |||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,4 |
1,7 |
2,3 | |||
|
12 (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 | |||
|
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||||
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы основной относительной погрешности ИК (± д), % |
Границы относительной погрешности 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, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,1 |
1,5 |
2,8 |
2,1 | ||||
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,3 |
1,0 |
1,7 |
1,4 | |||||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
0,7 |
1,2 |
1,0 | |||||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
0,7 |
1,1 |
1,0 | |||||
|
3 - 7 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,0 |
1,6 |
2,4 |
2,0 | ||||
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,6 |
1,1 |
2,1 |
1,7 | |||||
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,3 |
1,0 |
1,9 |
1,6 | |||||
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,3 |
1,0 |
1,9 |
1,6 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8 - 11 (ТТ 0,5S; ТН -; Сч 1,0) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
4,7 |
3,2 |
6,1 |
4,4 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,8 |
1,9 |
3,6 |
2,7 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,8 |
1,4 |
2,4 |
2,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,8 |
1,3 |
2,2 |
1,9 | |
|
12 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,3 |
1,6 |
3,0 |
2,2 |
|
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 |
1,5 |
1,2 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с |
5 | ||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С. | |||||
Таблица 4 - Технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество каналов |
12 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 ТУ 4228-011-29056091-11 |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 от +18 до +22 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С - для ТТ и ТН - для электросчетчиков - для УСПД - для УССВ |
от 90 до 110 от 1(2) до 120 от 0,5 инд. до 0,8емк. от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -40 до +65 от 0 до +50 от -10 до +55 |
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
ИВК: - коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее |
45 |
|
Сервер: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со
счетчиком. Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции
времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция
автоматизирована). Возможность сбора
информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция
автоматизирована). Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
CA 525 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
IMB 550 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
CA 245 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
IMB 245 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока встроенные |
SB 0,8 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОП |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения емкостные |
DFK 525 |
9 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
CPB 550 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
CPB 245 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения емкостные |
DFK 245 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
4 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325T |
1 шт. |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП-312235-052-2019 |
1 экз. |
|
Формуляр |
НПМС.411711.001.РД-АК139.ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-052-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ
ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 04.04.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя», МИ 2982-2006 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 500...750/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- электросчетчиков Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;
- электросчетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RTU-325T - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП)
« Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководителем ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г. и в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Хабаровская в части измерительного канала № 12», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ПС 500 кВ Хабаровская
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
