Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Арзамасская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 60232-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 60232-15: Описание типа СИ | Скачать | 138.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Арзамасская» (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 | 60232-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Арзамасская" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1099 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 60232-15: Описание типа СИ | Скачать | 138.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Арзамасская» (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 500 кВ «Арзамасская» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый 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), 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), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги 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; 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 12 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).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), организованного на базе Единой Цифровой Сети Связи Электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала передачи данных опрос УСПД осуществляется по резервному каналу связи, реализованному на базе технологии Спутниковой Связи.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1с 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 оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - 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 программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
- |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.77-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го и 2-го уровней ИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВЛ 110 кВ Арзамасская-Лукояновская 110 (ВЛ Лукояновская) |
СА 123 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 0801951/14; 0801951/13; 0801951/15 Г осреестр № 23747-02 |
DDB 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0808375/1; 0808375/2; 0808375/3 Г осреестр № 23744-02 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200772 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Арзамасская-Разино (ВЛ Арзамас-Разино) |
СА 123 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 0801951/10; 0801951/11; 0801951/12 Г осреестр № 23747-02 |
DDB 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 0808375/6; 0808375/5; 0808375/4 Г осреестр № 23744-02 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200752 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Арзамасская-Сатис (ВЛ Арзамас-Сатис) |
СА 123 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 0801951/7; 0801951/8; 0801951/9 Г осреестр № 23747-02 |
DDB 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0808375/6; 0808375/5; 0808375/4 Г осреестр № 23744-02 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200755 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Арзамасская -Панфилов (ВЛ Лесогорская-1) |
СА 123 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 0801951/19; 0801951/20; 0801951/21 Г осреестр № 23747-02 |
DDB 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0808375/6; 0808375/5; 0808375/4 Г осреестр № 23744-02 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200773 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
5 |
ВЛ 110 кВ Арзамасская -Арзамас-110 (ВЛ 110кВ Лесогорская-2) |
СА 123 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 0801951/23; 0801951/22; 0801951/24 Г осреестр № 23747-02 |
DDB 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0808375/1; 0808375/2; 0808375/3 Г осреестр № 23744-02 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200771 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
6 |
ВЛ-110 кВ Арзамасская -Кардавиль (ВЛ Лесогорская-3) |
СА 123 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 0801951/28; 0801951/29; 0801951/30 Г осреестр № 23747-02 |
DDB 123 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 0808375/6; 0808375/5; 0808375/4 Г осреестр № 23744-02 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200768 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ВЛ 10 кВ Лесогорск-1 (Поселок-1) |
ТПОЛ-10 У3 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 4605; 26648 Г осреестр № 51178-12 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 153 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200790 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
8 |
ВЛ 10 кВ Лесогорск-2 (Поселок-2) |
ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 6842; 6839 Г осреестр № 2473-05 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № ХХЕХ Г осреестр № 831-69 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200779 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
9 |
ВЛ 220 кВ Арзамас - Сасово с отпайкой (оп.№237) |
СА 245 кл.т 0,5 Ктт = 500/1 Зав. № 0801950/1; 0801950/2; 0801950/3 Г осреестр № 23747-02 |
DFK 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 0808376/4; 0808376/5; 0808376/6 Г осреестр № 23743-02 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200758 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
10 |
ОВВ-110 кВ |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 кл.т 0,5 Ктт = 2000/1 Зав. № 8474; 8625; 8482 Г осреестр № 2793-88 |
НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = 2000/1 Зав. № 783831; 783814; 783813 Г осреестр № 14205-05 |
EA02RАL-P4В-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01099474 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
11 |
ВЛ 220 кВ Арзамас - Сасово с отпайкой (оп.№238) |
ТФЗМ 220Б-ГУ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 4851; 4841; 4853 Г осреестр № 26424-04 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 1000819; 1000640; 1000829 Г осреестр № 14626-06 |
EPQS 111.21.18LL кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 471617 Г осреестр № 25971-06 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
12 |
КРУН-10 кВ АТ-3, Завод-1 |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 2351 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 153 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200786 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
13 |
КРУН-10 кВ АТ-5 Завод-2 |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 2368; 6333 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3492 Г осреестр № 831-69 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200785 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
14 |
КЛ-0,4 кВ Жилой дом |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 6383 Г осреестр № 1261-59 Т-0,66 У3 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 328131; 190062 Г осреестр № 19956-00 |
- |
EA02RAL-P4B-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01176293 Г осреестр № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
15 |
ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Арзамас-Починки |
СА 245 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 0801950/7; 0801950/8; 0801950/9 Г осреестр № 23747-02 |
DFK 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 0808376/4; 0808376/5; 0808376/6 Г осреестр № 23743-02 |
А1802RАLXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200750 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
16 |
ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Арзамас-Лукоянов-1 |
СА 245 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 0801950/22; 0801950/23; 0801950/24 Г осреестр № 23747-02 |
DFK 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 0808376/4; 0808376/5; 0808376/6 Г осреестр № 23743-02 |
А1802RАLXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200766 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
|
17 |
ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Арзамас-Лукоянов-2 |
СА 245 кл.т 0,2S Ктт = 500/1 Зав. № 0801950/19; 0801950/20; 0801950/21 Г осреестр № 23747-02 |
DFK 245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Зав. № 0808376/4; 0808376/5; 0808376/6 Г осреестр № 23743-02 |
А1802RАLXQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01200770 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001373 Г осреестр № 37288-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %— I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 6, 15 - 17 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
7, 8, 10 - 13 (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 | |
|
9 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
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 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,3 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
14 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,0 |
±0,8 |
|
0,9 |
- |
±2,2 |
±1,2 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,5 |
±1,1 | |
|
0,7 |
- |
±3,4 |
±1,8 |
±1,3 | |
|
0,5 |
- |
±5,3 |
±2,7 |
±1,9 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 - 6, 15 - 17 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,9 |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,8 |
±1,6 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,7 | |
|
0,7 |
±1,3 |
±0,8 |
±0,6 |
±0,6 | |
|
0,5 |
±1,1 |
±0,6 |
±0,5 |
±0,5 | |
|
7, 8, 10 - 13 (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 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,9 |
- |
±6,2 |
±3,2 |
±2,2 |
|
0,8 |
- |
±4,2 |
±2,2 |
±1,5 | |
|
0,7 |
- |
±3,3 |
±1,7 |
±1,2 | |
|
0,5 |
- |
±2,4 |
±1,2 |
±0,9 | |
|
14 (Сч. 0,5; ТТ 0,5) |
0,9 |
- |
±6,2 |
±3,1 |
±2,1 |
|
0,8 |
- |
±4,2 |
±2,1 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,3 |
±1,6 |
±1,1 | |
|
0,5 |
- |
±2,3 |
±1,2 |
±0,8 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от 12%;
2 Характеристики погрешности ИК 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 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °С; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^ин1 до 1,1-Uk1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 ^1н1 до 1,2-Ти1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1-ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 1,2^1н2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 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 ИК, 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;
Лист № 9
Всего листов 12
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- счетчик электроэнергии EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000
часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - 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 5 лет.
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
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 Трансформатор тока |
СА 123 |
18 |
|
2 Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 У3 |
2 |
|
3 Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
4 Трансформатор тока |
СА 245 |
12 |
|
5 Трансформатор тока |
ТФЗМ 220Б-ГУ |
3 |
|
6 Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-ШУ1 |
3 |
|
7 Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
8 Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
2 |
|
9 Трансформатор напряжения |
DDB 123 |
6 |
|
10 Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
3 |
|
11 Трансформатор напряжения |
DFK 245 |
3 |
|
12 Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 |
3 |
|
13 Трансформатор напряжения |
НКФ -220-58У1 |
3 |
|
14 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
14 |
|
15 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EA02RАL-P4В-4 |
2 |
|
16 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EPQS 111.21.18LL |
1 |
|
17 Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 |
|
18 Методика поверки |
МП 2131/500-2015 |
1 |
|
19 Паспорт - формуляр |
АУВП.411711. ФСК.060.19.ИН.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 2131/500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Арзамасская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2015 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 электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.4111152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному в 2012 г.;
- для счетчиков электроэнергии EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
- для УСПД RTU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», 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 500 кВ «Арзамасская».
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/042-2015 от 10.03.2015 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 «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».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
Смотрите также
