57307-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 57307-14
Производитель / заявитель: ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Скачать
57307-14: Описание типа СИ Скачать 144.1 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной (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 57307-14
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2014
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 605 п. 26 от 14.05.2014
Производитель / Заявитель

ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 1814/500-2014
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

57307-14: Описание типа СИ Скачать 144.1 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ №200 Выходной ОАО «ФСК ЕЭС».

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики) в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр

№ 37288-08 зав. № 973), коммутационное оборудование;

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада) не менее 3,5 лет;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный , сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.

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, которые

Лист № 2

Всего листов 10 усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) со встроенным GPS-приемником, обеспечивающем синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, ас учетом температурной составляющей - ± 1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.

ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.

Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР", установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении

Идентификацион ное наименование ПО

Номер версии (идентификационны й номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификационно е наименование файла ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

1

2

3

4

5

"АльфаЦЕНТР"

v. 11.07.01.01

e357189aea0466e98b 0221dee68d1e12

amrserver.exe

MD5

745dc940a67cfeb3a1 b6f5e4b17ab436

атгс.ехе

ed44f810b77a6782ab daa6789b8c90b9

amra.exe

1

2

3

4

5

"АльфаЦЕНТР"

v. 11.07.01.01

0ad7e99fa26724e651 02e215750c655a

cdbora2.dll

MD5

0939ce05295fbcbbba 400eeae8d0572c

encryptdll.dll

b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd

alphamess.dll

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование ИК

Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

УСПД

1

2

3

4

5

6

1

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -Никель (Л-403)

ТФЗМ 150А-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 1641; 1623; 1642 Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/4; 0911147/5; 0911147/6 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4

кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117903 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

2

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -Мурманск №1 с отпайкой на Пригородный (Л-171)

ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 570; 572; 575 Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117897 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

3

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -Мурманск №2 с отпайкой на Пригородный (Л-172)

ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 75; 71; 134 Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/4; 0911147/5; 0911147/6 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117898 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

4

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Мончегорск (ПС 11А) - Выходной №1 с отпайкой на Оленегорск (ПС 30) (Л-153)

ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 582; 589; 583 Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117894 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

5

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Мончегорск (ПС 11 А) - Выходной №2 с отпайкой на Оленегорск (ПС 30) (Л-154)

ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 592; 587; 615 Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/4; 0911147/5; 0911147/6 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117895 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

1

2

3

4

5

6

6

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Нижне-Туломская ГЭС-13 -Выходной №1 (Л-173)

ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 604; 593 Госреестр № 5313-76 ТФЗМ 150Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 4895 Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117899 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

7

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Нижне-Туломская ГЭС-13 -Выходной №2 (Л-174)

ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 581; 590; 594 Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/^3)7(100/^3) Зав. № 0911147/4; 0911147/5; 0911147/6 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117900 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

8

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -П.ф. Снежная (Л-219)

ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 486; 481; 488 Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/4; 0911147/5; 0911147/6 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117902 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

9

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -Снежногорск с отпайками (Л-170)

ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5

Зав. № 1477; 1475; 1481 Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117896 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

10

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 150 кВ Выходной -Мурманск №3 с отпайкой на Долину Уюта (Л-179)

ТФЗМ 150А-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 2822; 2820; 2819 Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117901 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

11

ПС 330 кВ "Выходной", ВО-150

ТФНД-1501 кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Зав. № 598; 588; 150-С Госреестр № 5313-76

DFK 245 кл.т 0,5 Ктн = (150000/V3)/(100/^3) Зав. № 0911147/1; 0911147/2; 0911147/3 Госреестр № 23743-02

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117904 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

12

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-26

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 11045; 11098 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117959 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

13

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-15

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 28575; 25597 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117955 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

14

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-21

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 28573; 28566 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117957 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

15

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-24

ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 26534; 27141 Госреестр № 1276-59

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117958 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

1

2

3

4

5

6

16

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-28

ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 29793; 2171 Госреестр № 1276-59

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53

EA05RAL-B-4

кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117960 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

17

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-17

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 26554; 33126 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117956 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

18

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-25

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 09415; 09414 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53

EA02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176465 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

19

ПС 330 кВ "Выходной", КЛ 6 кВ Ф-13 Мурманскводоканал

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 33125; 26578 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53

EAO2RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176401 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

20

ПС 330 кВ "Выходной", КЛ 6 кВ Ф-14 Мурманскводоканал

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 26568; 25555 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53

EAO2RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176435 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

21

ПС 330 кВ "Выходной", КЛ 6 кВ Ф-16 Мурманскводоканал

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 33116; 33122 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53

EAO2RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176436 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

22

ПС 330 кВ "Выходной", ВЛ 6 кВ Ф-27 Радиоцентр

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 35493; 35451 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53

EA02RAL-P4B-4W кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176479 Госреестр № 16666-07

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

23

ПС 330 кВ "Выходной", ввод Т-1 6 кВ

ТПШЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Зав. № 1259; 1198 Госреестр № 1423-60

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2069 Госреестр № 831-53

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117946 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

24

ПС 330 кВ "Выходной", ввод Т-2 6 кВ

ТПШЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Зав. № 1606; 1323 Госреестр № 1423-60

НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 70 Госреестр № 831-53

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01117947 Госреестр № 16666-97

RTU-325 зав. № 973 Госреестр № 37288-08

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ

55 %,

520 %,

5100 %,

I5 %^1 изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—I-изм—I120%

1 - 17, 23, 24, (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

±1,8

±1,2

±1,0

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,3

0,7

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

18 - 22 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

±1,8

±1,1

±0,9

0,9

±2,3

±1,3

±1,0

0,8

±2,8

±1,6

±1,2

0,7

±3,5

±1,9

±1,5

0,5

±5,4

±2,9

±2,2

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ

55 %,

520 %,

5100 %,

I5 %^I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—1120%

1 - 17, 23, 24, (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

±6,5

±3,8

±2,7

0,8

±4,6

±2,6

±2,1

0,7

±3,8

±2,2

±1,8

0,5

±2,9

±1,8

±1,5

18 - 22 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

±6,3

±3,4

±2,5

0,8

±4,3

±2,3

±1,7

0,7

±3,4

±1,9

±1,4

0,5

±2,4

±1,4

±1,1

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

55 %,

520 %,

5100 %,

I5 %^1 изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—I-изм—I120%

1 - 17, 23, 24, (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

±2,2

±1,7

±1,5

0,9

±2,6

±1,8

±1,7

0,8

±3,2

±2,1

±1,8

0,7

±3,8

±2,4

±2,0

0,5

±5,7

±3,3

±2,6

18 - 22 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной по измерении реактивной электрической э условиях эксплуатации АИИ

>грешности ИК при >нергии в рабочих [С КУЭ

55 %,

520 %,

5100 %,

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—!-изм—I120%

1 - 17, 23, 24, (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

±7,4

±5,2

±4,2

0,8

±5,7

±4,1

±3,8

0,7

±5,0

±3,8

±3,6

0,5

±4,4

±3,5

±3,4

18 - 22 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

±6,3

±3,4

±2,5

0,8

±4,3

±2,3

±1,7

0,7

±3,4

±1,9

±1,4

0,5

±2,4

±1,4

±1,1

Примечания:

1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%;

2 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

3 Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;

- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;

— температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; УСПД - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;

- частота - (50 ± 0,15) Гц.

4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Uk1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 ^1н1 до 1,2-1н1; частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1-Ue2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 1,2^1н2; частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

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 времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчиках;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол-во, шт.

1

2

3

1 ТТ

ТФЗМ 150А-1У1

6

2 ТТ

ТФНД-1501

26

3 ТТ

ТФЗМ 150Б-1У1

1

4 ТТ

ТВЛМ-10

18

5 ТТ

ТПЛ-10

2

6 ТТ

ТПЛ-10У3

2

1

2

3

7 ТТ

ТПШЛ-10

4

8 ТН

DFK 245

6

9 ТН

НТМИ-6

2

10 Счетчик

EA05RAL-B-4

19

11 Счетчик

EA02RAL-P4B-4W

5

12 УСПД

RTU-325

1

13 Методика поверки

МП 1814/500-2014

1

14 Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.020.04.ПМИ.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1814/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 03.03.2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

- для счетчиков ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;

- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU -325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной

Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/008-2014 от 21.03.2014 г.

Лист № 10

Всего листов 10

Нормативные документы

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ №200 Выходной

1 ГОСТ 22261-94 с изм. "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".

2 ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".

3 ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".

4 ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".

5 ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".

6 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
57308-14
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Саранская"
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Саранская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная измерения, управления и обработки параметров газотурбинных двигателей «ПАРУС-М5» (АС «ПАРУС-М5»), № 01 (далее - Система) предназначена для измерений параметров газотурбинных двигателей (ГТД): частоты вращения роторов, темпе...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная измерения, управления и обработки параметров газотурбинных двигателей «ПАРУС-М1» (АС «ПАРУС-М1») (далее - Система) предназначена для измерений параметров газотурбинных двигателей (ГТД): частоты вращения роторов, температуры...
Датчики газов электрохимические Drager Polytron 3000 / Drager Polytron 7000 (далее -датчики) предназначены для автоматического непрерывного измерения объемной доли кислорода и вредных газов и паров в воздушных средах.