Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Междуреченская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62899-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| 62899-15: Описание типа СИ | Скачать | 136.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Междуреченская» (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 | 62899-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Междуреченская" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1187 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 62899-15: Описание типа СИ | Скачать | 136.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Междуреченская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ 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 (регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС) Сибири, 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 токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-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.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ «Междуреченская» ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с источником точного времени более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации из счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 мин, 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.
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 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 |
|
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_U SPD. 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 у |
ровней АИИС КУЭ | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВЛ 110 кВ Мысковская -Междуреченская I цепь с отпайкой на ПС Чеболсинская |
ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 рег. № 64842-16 |
НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04 |
|
2 |
ВЛ 110 кВ Мысковская -Междуреченская II цепь с отпайкой на ПС Чеболсинская |
ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 рег. № 64842-16 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Междуреченская -Междуреченская-тяговая - 1 |
ТВ110-П кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 19720-00 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Междуреченская -Междуреченская-тяговая - 2 |
ТРГ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 26813-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
|
5 |
ВЛ 110 кВ Междуреченская -Карьерная - 1 |
ТРГ-110 II* кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 26813-06 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
|
6 |
ВЛ 110 кВ Междуреченская - Карьерная - 2 |
ТНДМ-110 кл.т 3,0 Ктт = 600/5 рег. № 64842-16 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
|
7 |
ВЛ 110 кВ Междуреченская -Красногорская - 1 |
ТВ110-П кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 19720-00 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
|
8 |
ВЛ 110 кВ Междуреченская -Красногорская - 2 |
ТВ110-П кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 19720-00 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ВЛ 110 кВ Междуреченская -Томусинская - 1 |
ТФНД-110М кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04 |
|
10 |
ВЛ 110 кВ Междуреченская -Томусинская - 2 |
ТВ110-П кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 19720-00 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
|
11 |
ВЛ 110 кВ Междуреченская -Распадская - 1 |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 750/5 рег. № 3190-72 |
НКФ-110-57У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
|
12 |
ВЛ 110 кВ Междуреченская -Распадская - 2 |
ТВ-110/50 кл.т 0,5 Ктт = 750/5 рег. № 3190-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | |
|
13 |
ВЛ 35 кВ Междуреченская -Западная - 1 |
ТВ-35/25 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 3187-72 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
14 |
ВЛ 35 кВ Междуреченская -Западная - 2 |
ТВ35-Ш кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 3187-72 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
15 |
ВЛ 35 кВ Междуреченская -Восточная - 1 |
ТВ-35/25 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 3187-72 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
16 |
ВЛ 35 кВ Междуреченская -Восточная - 2 |
ТФН-35 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 664-51 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
17 |
Ф-6-14-Р |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
18 |
Ф-6-16-Р |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
19 |
Ф-6-17-П |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
20 |
Ф-6-19-П |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 750/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
21 |
Ф-6-8-Д |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
|
22 |
Ф-6-20-Д |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04 |
|
23 |
ф-6-9-К |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-08 | |
|
24 |
ф-6-10-К |
ТПОФ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 518-50 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
§1(2)%, |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, | ||
|
I1(2)% ^ I изм< I 5 % |
I5 %^I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 (Счетчик 0,2S; ТТ 3,0; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
- |
- |
3,4 |
|
0,8 |
- |
- |
- |
5,5 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
10,6 | |
|
2, 6 (Счетчик 0,2S; ТТ 3,0; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
- |
- |
3,3 |
|
0,8 |
- |
- |
- |
5,4 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
10,5 | |
|
3, 7, 9, 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,6 |
1,2 | |
|
0,5 |
- |
5,4 |
2,9 |
2,2 | |
|
4 (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 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 (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, 10, 12 (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 | |
|
13 - 24 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,3 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы 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<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 (Счетчик 0,5; ТТ 3; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
- |
- |
8,4 |
|
0,5 |
- |
- |
- |
4,8 | |
|
2, 6 (Счетчик 0,5; ТТ 3; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
- |
- |
8,4 |
|
0,5 |
- |
- |
- |
4,7 | |
|
3, 7, 9, 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,4 |
2,4 |
1,8 |
|
0,5 |
- |
2,6 |
1,5 |
1,2 | |
|
4 (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 | |
|
5 (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 | |
|
8, 10, 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
4,3 |
2,2 |
1,6 |
|
0,5 |
- |
2,5 |
1,4 |
1,0 | |
|
13 - 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,7 |
2,6 |
2,1 |
|
0,5 |
- |
2,9 |
1,8 |
1,5 | |
|
23, 24 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,6 |
2,6 |
2,1 |
|
0,5 |
- |
3,0 |
1,8 |
1,5 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
§1(2)%, |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 (Счетчик 0,2S; ТТ 3; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
- |
- |
3,4 |
|
0,8 |
- |
- |
- |
5,5 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
10,6 | |
|
2, 6 (Счетчик 0,2S; ТТ 3; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
- |
- |
3,4 |
|
0,8 |
- |
- |
- |
5,5 | |
|
0,5 |
- |
- |
- |
10,5 | |
|
3, 7, 9, 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,4 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
4 (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 (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, 10, 12 (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 | |
|
13 - 24 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
2,2 |
1,7 |
1,6 |
|
0,8 |
- |
3,2 |
2,1 |
1,8 | |
|
0,5 |
- |
5,7 |
3,3 |
2,6 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
§2%, |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, | ||
|
I2% — I изм< I 5 % |
I5 %— I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 (Счетчик 0,5; ТТ 3; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
- |
- |
8,4 |
|
0,5 |
- |
- |
- |
4,8 | |
|
2, 6 (Счетчик 0,5; ТТ 3; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
- |
- |
8,4 |
|
0,5 |
- |
- |
- |
4,8 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
3, 7, 9, 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
4,5 |
2,5 |
1,9 | |
|
0,5 |
- |
2,7 |
1,6 |
1,4 | ||
|
4 (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 | ||
|
5 (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 | ||
|
8, 10, 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,8 |
- |
4,4 |
2,4 |
1,7 | |
|
0,5 |
- |
2,7 |
1,5 |
1,2 | ||
|
13 - 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
5,2 |
3,0 |
2,5 | |
|
0,5 |
- |
3,5 |
2,3 |
2,0 | ||
|
23, 24 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,8 |
- |
5,5 |
4,0 |
3,7 | |
|
0,5 |
- |
4,2 |
3,4 |
3,3 | ||
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Д), с |
5 | |||||
Примечания:
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%P для cos9=1,0 нормируется от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%P и 52%q для cos9<1,0 нормируется от I2%;
2 Метрологические характеристики 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 плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/Лн1 до 1,Рин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 •Гн до 1,2^1н1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8/Лн2 до 1,15^ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Ин; до 2Чн2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков 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.
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 СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 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:
- счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 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 45 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
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТНДМ-110 |
9 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ110-П |
12 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТРГ-110 II* |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110М |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110/50 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ-35/25 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ35-Ш |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФН-35 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОФ |
12 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
12 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
10 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.02М.03 |
2 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-2790-500-2015 |
1 экз. |
|
Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ФСК.027.07.ПС-ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2790-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Междуреченская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 27.10.2015 г.
Основные средства 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 СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.02М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с документом «ГСИ. Программнотехнический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99», утвержденным УНИИМ в декабре 1999 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 3000-2018.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
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 220 кВ «Междуреченская».
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
