Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Пахра №509
| Номер в ГРСИ РФ: | 82950-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Пахра №509 (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 | 82950-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Пахра №509 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 214 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 82950-21: Описание типа СИ | Скачать | 496.3 КБ | |
| 82950-21: Методика поверки РТ-МП-629-500-2021 | Скачать | 7.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Пахра №509 (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) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), 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 ток и напряжение 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 проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
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. В состав ИВК входит УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 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 ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в 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.
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 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВЛ 110 кВ Пахра -Борисово с отпайками |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 кл.т. 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 74035-19, ф. А, В, С |
НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15, ТН 2СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
TK16L рег.№ 36643-07 |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Пахра -Апаренки с отпайками |
ТФНД-110 кл.т. 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 65722-16, ф. А, С ТФНД-110М II кл.т. 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 65722-16, ф. В |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13, ТН 1СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Видное -Пахра |
TG 145 кл.т. 0,2S Ктт = 750/1 рег. № 15651-06, ф. А, В, С |
НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15, ТН 2СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Расторгуево - Пахра |
TG 145 кл.т. 0,2S Ктт = 750/1 рег. № 15651-06, ф. А, В, С |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13, ТН 1СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 |
КВЛ 110 кВ Пахра -Тураево с отпайками |
TG 145 кл.т. 0,2S Ктт = 750/1 рег. № 15651-06, ф. А, В, С |
НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 1188-84, ТН 1СШ 2 сек, ф. А, С НКФ-110 кл.т. 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 26452-04, ТН 1СШ 2 сек, ф. В |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
TK16L рег.№ 36643-07 |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Пахра -Сырово |
ТФНД-110М-П кл.т. 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 78368-20, ф. А, В ТФНД-110 кл.т. 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 65722-16, ф. С |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 24218-13, ТН 1СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
7 |
КВЛ 110 кВ Пахра -Грач |
ТГФ110-П* кл.т. 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 34096-07, ф. А, В, С |
НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 60353-15, ТН 2СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
8 |
ВЛ 110 кВ Пахра -Подольск I цепь |
ТФЗМ 110Б-1У У1 кл.т. 0,2 Ктт = 750/1 рег. № 74033-19, ф. А, В, С |
НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 60353-15, ТН 2СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
9 |
ВЛ 110 кВ Пахра -Подольск II цепь с отпайкой на ПС Новоцементная |
ТФЗМ иоб-iv У1 кл.т. 0,2 Ктт = 750/1 рег. № 76956-19, ф. А, В, С |
НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 60353-15, ТН 2СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 |
ВЛ 110 кВ Пахра -Новодомодедово I цепь |
ТГФ-110 кл.т. 0,2 Ктт = 1500/1 рег. № 16635-97, ф. А, В, С |
НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84, ТН 1СШ 2 сек, ф. А, С НКФ-110 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 26452-04, ТН 1СШ 2 сек, ф. В |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
TK16L рег.№ 36643-07 |
|
11 |
ВЛ 110 кВ Пахра -Новодомодедово II цепь |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 кл.т. 0,5 Ктт = 1500/1 рег. № 76918-19, ф. А, В, С |
НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15, ТН 2СШ 2 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
12 |
ВЛ 110 кВ Пахра -Яковлево |
ТФНД-110М II кл.т. 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 64839-16, ф. А, В, С |
НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15, ТН 2СШ 2 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
13 |
ВЛ 110 кВ Барыбино -Пахра с отп.на ПС Санаторная |
ТФНД-110Б III У1 кл.т. 0,5 Ктт = 750/1 рег. № 65722-16, ф. А, В, С |
НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15, ТН 2СШ 2 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
14 |
ВЛ-110 кВ Тишково -Пахра с отп.на ПС Транспортная |
TG 145 кл.т. 0,2S Ктт = 750/1 рег. № 15651-06, ф. А, В, С |
НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84, ТН 1СШ 2 сек, ф. А, С НКФ-110 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 26452-04, ТН 1СШ 2 сек, ф. В |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
ОВВ 1 сек. 110 кВ |
TG 145 кл.т. 0,2S Ктт = 750/1 рег. № 15651-06, ф. А, В, С |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13, ТН 1СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
16 |
ОВВ-110 кВ 2 секц. |
ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 750/1 рег. № 52261-12, ф. А, В, С |
НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84, ТН 1СШ 2 сек, ф. А, С НКФ-110 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 26452-04, ТН 1СШ 2 сек, ф. В |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 |
TK16L рег.№ 36643-07 |
|
17 |
ВЛ 110 кВ Пахра -Садовая I цепь |
TG 145N кл.т. 0,2S Ктт = 750/1 рег. № 30489-09, ф. А, В, С |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-13, ТН 1СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11 | |
|
18 |
ВЛ 110 кВ Пахра -Садовая II цепь |
TG 145 кл.т. 0,2S Ктт = 750/1 рег. № 15651-06, ф. А TG 145N кл.т. 0,2S Ктт = 750/1 рег. № 30489-09, ф. В, С |
НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15, ТН 2СШ 1 сек |
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 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 и в других разделах описания типа, 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 (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, 6, 7, 11 - 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
1,7 |
0,9 |
0,7 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,4 |
1,0 | |
|
0,5 |
- |
5,3 |
2,7 |
1,9 | |
|
3, 4, 15, 17, 18 (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 | |
|
5, 14, 16 (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 | |
|
8, 9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
0,9 |
0,6 |
0,5 |
|
0,8 |
- |
1,2 |
0,7 |
0,6 | |
|
0,5 |
- |
2,0 |
1,2 |
0,9 | |
|
10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,1 |
0,8 |
0,7 |
|
0,8 |
- |
1,4 |
1,0 |
0,9 | |
|
0,5 |
- |
2,3 |
1,6 |
1,4 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, 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, 6, 7, 11 - 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
4,3 |
2,2 |
1,6 |
|
0,5 |
- |
2,5 |
1,4 |
1,1 | |
|
3, 4, 15, 17, 18 (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 | |
|
5, 14, 16 (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 | |
|
8, 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
1,9 |
1,1 |
1,0 |
|
0,5 |
- |
1,3 |
0,8 |
0,8 | |
|
10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
2,1 |
1,4 |
1,3 |
|
0,5 |
- |
1,4 |
1,0 |
1,0 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<I изм< 20 % |
I20 %<Iизм<I100% |
I100 %<Iизм<I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, 6, 7. 11 - 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,6 |
1,2 | |
|
0,5 |
- |
5,3 |
2,8 |
2,0 | |
|
3, 4, 15, 17, 18 (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 | |
|
5, 14, 16 (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 | |
|
8, 9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
1,1 |
0,8 |
0,7 |
|
0,8 |
- |
1,4 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
- |
2,1 |
1,3 |
1,1 | |
|
10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,2 |
1,0 |
0,9 |
|
0,8 |
- |
1,5 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
- |
2,4 |
1,7 |
1,6 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, 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, 6, 7, 11 - 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
4,5 |
2,6 |
2,1 |
|
0,5 |
- |
2,8 |
1,8 |
1,6 | |
|
3, 4, 15, 17, 18 (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 | |
|
5, 14, 16 (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 | |
|
8, 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
2,3 |
1,7 |
1,6 |
|
0,5 |
- |
1,8 |
1,5 |
1,4 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
2,5 |
1,9 |
1,9 |
|
0,5 |
- |
1,9 |
1,6 |
1,6 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов $ АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с | |||||
|
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности Si(2)%p для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 5i(2)%p и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от I2%. 2 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 Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,87 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
температура окружающей среды, °C: | |
|
- для счетчиков активной и реактивной энергии |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности, не менее |
0,5 |
|
- частота, Гц |
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 серверов, 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 |
|
УСПД TK16L: | |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее |
55000 |
|
радиосервер точного времени РСТВ-01: | |
|
- средняя наработка на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
1 |
2 |
|
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 титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110М II |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
TG 145 |
16 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110М-И |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТГФ110-П* |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-ГУ У1 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТГФ-110 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110Б ГГГ У1 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТГФМ-110 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
TG 145N |
5 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ110-83У1 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
1 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа А1800 |
18 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
TK16L |
1 шт. |
|
Радиосервер точного времени |
РСТВ-01 |
1 шт. |
|
Формуляр |
ТГСПБ.411711.001.Ц.006.214.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 Пахра №509», аттестованной ООО «ЭнерТест», уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
