Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская
| Номер в ГРСИ РФ: | 81220-21 |
|---|---|
| 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 Амурская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 81220-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | ВСТ006 |
Производитель / Заявитель
Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 81220-21: Описание типа СИ | Скачать | 532.4 КБ | |
| 81220-21: Методика поверки МП-009-2020 | Скачать | 10.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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 включают 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 устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «Россети» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
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 кабельным 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 минут) по линиям связи.
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - 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 посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
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. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).
ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер ВСТ006. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
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 1.0.0.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД |
УССВ ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.10, ВЛ-500 кВ Амурская - Хэйхэ |
AGU-525 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 40087-08 |
VCU-525 кл.т. 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) рег. № 37847-08 |
Dialog ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 22422-07 |
RTU-325L рег. № 37288-08 |
СТВ-01 рег. № 49933-12 |
|
2 |
ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.10 ВЛ - 500 кВ Бурейская ГЭС -Амурская |
AGU-525 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 40087-08 |
VCU-525 кл.т. 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) рег. № 37847-08 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
|
3 |
ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.2, ВЛ - 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская №1 |
IOSK 550 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 26510-09 |
СРВ 550 кл.т. 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) рег. № 15853-06 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 | ||
|
4 |
ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.8, ВЛ - 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская №2 |
AGU-525 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 40087-08 |
VCU-525 кл.т. 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) рег. № 37847-08 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
|
5 |
ПС 500 кВ Амурская ОРУ-500 кВ, яч.1, Реактор Р-1 500 кВ |
ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 61432-15 |
CPB 550 кл.т. 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) рег. № 15853-06 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
|
6 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ - 220 кВ, яч.3, ВЛ 220 кВ Свободненская ТЭС-Амурская - №1 |
CA 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 23747-12 |
DFK 245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 80254-20 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
|
7 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ - 220 кВ, яч.10, ВЛ 220 кВ Свободненская ТЭС-Амурская - №2 |
CA 245 кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 23747-12 |
DFK 245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 80254-20 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
8 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-220 кВ, яч.11, ВЛ 220 кВ Амурская - НПС-26 |
ТФМ кл.т. 0,2S Ктт = 500/5 рег. № 83514-21 |
DFK 245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 80254-20 |
ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97 |
RTU-325L рег. № 37288-08 |
СТВ-01 рег. № 49933-12 |
|
9 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ - 220 кВ, ОВ-220кВ |
CA 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 23747-12 |
DFK 245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 80254-20 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
|
10 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 1, ВЛ-35 кВ Амурская-Костюковка №2 |
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
|
11 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, яч. 3, ВЛ-35 кВ Амурская-Костюковка №1 |
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
|
12 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, яч. 5, ВЛ-35 кВ Амурская-Лесная |
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
|
13 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 11, ВЛ-35 кВ Амурская-Свободный №2 |
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
|
14 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, яч. 13, ВЛ-35 кВ Амурская-Свободный №1 |
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | ||
|
15 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 15, ВЛ-35 кВ Амурская-Базовая |
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
|
16 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, яч. 17, ВЛ-35 кВ Амурская-Северная №2 |
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | ||
|
17 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 18, ВЛ-35 кВ Амурская-Северная №1 |
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
18 |
ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 19, ВЛ-35 кВ Амурская-Новоивановка |
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
RTU-325L рег. № 37288-08 |
СТВ-01 рег. № 49933-12 |
|
19 |
ПС 500 кВ Амурская, Шкаф учета №1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Мегафон №1 |
ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 58465-14 |
- |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06 | ||
|
20 |
ПС 500 кВ Амурская, Шкаф учета №2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Мегафон №2 |
ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 58465-14 |
- |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06 | ||
|
21 |
ПС 500 кВ Амурская, КЛ-0,22 кВ НРП ОАО "Ростелеком" ввод №1 |
ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 75345-19 |
- |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06 | ||
|
22 |
ПС 500 кВ Амурская, КЛ-0,22 кВ НРП ОАО "Ростелеком" ввод №2 |
ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 75345-19 |
- |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06 | ||
|
23 |
ПС 500 кВ Амурская, ЭЭП-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ МТС |
- |
- |
Альфа А1140 кл.т. 1,0 рег. № 33786-07 | ||
|
24 |
ПС 500 кВ Амурская, ВЛ 0,22 кВ Читатехэнерго |
- |
- |
Альфа А1800 кл.т. 0,5S рег. № 31857-11 |
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55(10) %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5(10) %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,0 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
|
0,8 |
1,1 |
0,8 |
0,6 |
0,6 | |
|
0,5 |
1,8 |
1,3 |
0,9 |
0,9 | |
|
6 - 18 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,1 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
2,1 |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
19 - 22 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5) |
1,0 |
- |
1,7 |
1,0 |
0,8 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,5 |
1,1 | |
|
0,5 |
- |
5,4 |
2,7 |
1,9 | |
|
23 (Счетчик 1,0) |
1,0 |
- |
1,1 |
1,1 |
1,1 |
|
0,8 |
- |
1,3 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
- |
1,7 |
1,1 |
1,1 | |
|
24 (Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
1,1 |
0,6 |
0,6 |
|
0,8 |
- |
1,1 |
0,6 |
0,6 | |
|
0,5 |
- |
1,1 |
0,7 |
0,7 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2, 4, 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
1,8 |
1,4 |
1,0 |
1,0 |
|
0,5 |
1,5 |
0,9 |
0,8 |
0,8 | |
|
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,1 |
1,3 |
0,9 |
0,9 |
|
0,5 |
1,5 |
1,0 |
0,7 |
0,7 | |
|
6 - 10, 12, 15 - 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,3 |
1,6 |
1,3 |
1,3 |
|
0,5 |
1,6 |
1,2 |
1,0 |
0,9 | |
|
11, 13, 14, 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,0 |
1,6 |
1,3 |
1,3 |
|
0,5 |
1,6 |
1,1 |
1,0 |
1,0 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
19 - 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5) |
0,8 |
- |
4,5 |
2,4 |
1,8 |
|
0,5 |
- |
2,8 |
1,6 |
1,3 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55(10) %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5(10) %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
1,2 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
1,9 |
1,4 |
1,1 |
1,1 | |
|
6 - 18 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
1,0 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
1,5 |
1,2 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
2,2 |
1,8 |
1,6 |
1,6 | |
|
19 - 22 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5) |
1,0 |
- |
2,1 |
1,6 |
1,4 |
|
0,8 |
- |
3,1 |
1,9 |
1,7 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
23 (Счетчик 1,0) |
1,0 |
- |
2,7 |
2,7 |
2,7 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
2,8 |
2,8 | |
|
0,5 |
- |
3,2 |
2,9 |
2,9 | |
|
24 (Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
1,6 |
1,3 |
1,3 |
|
0,8 |
- |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
0,5 |
- |
1,7 |
1,5 |
1,5 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I2% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1, 2, 4, 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,2 |
1,9 |
1,6 |
1,6 |
|
0,5 |
1,9 |
1,5 |
1,4 |
1,4 | |
|
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,8 |
2,8 |
1,7 |
1,2 |
1,1 |
|
0,5 |
2,1 |
1,4 |
1,0 |
1,0 | |
|
6 - 10, 12, 15 - 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,9 |
1,9 |
1,5 |
1,4 |
|
0,5 |
2,2 |
1,5 |
1,2 |
1,2 | |
|
11, 13, 14, 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) |
0,8 |
2,4 |
2,1 |
1,9 |
1,9 |
|
0,5 |
2,0 |
1,7 |
1,6 |
1,6 | |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
19 - 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5) |
0,8 |
- |
5,1 |
2,8 |
2,2 |
|
0,5 |
- |
3,4 |
2,1 |
1,9 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), с | |||||
|
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 5i(2)%p для cos9=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%. 2 Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК № 23 нормируются от 110%. 3 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,87 |
|
- частота, Г ц |
от 49,85 до 50,15 |
|
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии | |
|
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии | |
|
ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
Рабочие условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- частота, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
|
- для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
|
- для счетчиков |
от +10 до +30 |
|
- для УСПД |
от +10 до +30 |
|
- для сервера, УССВ |
от +18 до +24 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: | |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА (рег. № 16666-97): | |
|
- средняя наработка на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
счетчики электроэнергии Dialog ZMD: - средний срок службы, лет |
30 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД RTU-325: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
|
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее |
10000 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - 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 |
|
при отключенном питании, лет, не менее |
3 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
AGU-525 |
9 шт. |
|
Трансформатор тока |
IOSK 550 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ (П) |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
CA 245 |
9 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФМ |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТГМ |
27 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТТН-Ш |
8 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
VCU-525 |
18 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
СРВ 550 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
DFK 245 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
Dialog ZMD |
1 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа А1800 |
20 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ЕвроАЛЬФА |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа А1140 |
1 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 шт. |
|
Комплекс измерительно-вычислительный |
СТВ-01 |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
РЭМ-ПТР-2019.ВСТ006.ПС-ФО |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
